Развитие сырьевой базы газонефтедобычи ОАО «Газпром» в северных районах Надым-Пур-Тазовского региона и на Гыдане до 2030 года

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

РАЗВИТИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ГАЗОНЕФТЕДОБЫЧИ ОАО «ГАЗПРОМ»
В СЕВЕРНЫХ РАЙОНАХ НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО РЕГИОНА И НА ГЫДАНЕ ДО 2030 ГОДА
С. А. Данилевский, С. Н. Сивков, В. А. Скоробогатов,
И. Б. Извеков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Современная минерально-сырьевая база (МСБ) газовой промышленности России и ОАО «Газпром» создавалась более полувека, наиболее активно — с 1961 по 1991 гг. Огромное значение для становления России как мировой газовой державы имела разведка уникального альб-сеноманского комплекса северных районов Западной Сибири, с которыми связаны газовые залежи Ямбургского, Заполярного, Уренгойского, месторождения Медвежье и других редких по запасам месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), вводившихся в разработку с 1972 по 2001 гг. При этом период между открытием и началом разработки месторождений растягивался на 10−35 лет.
Общеизвестна высокая инерционность, длительность и сложность развития МСБ, состоящей из запасов множества отдельных месторождений и залежей углеводородов (УВ), находящихся на различных этапах изучения и освоения (поиск — разведка — освоение — эксплуатация) с периодами роста добычи, постоянного уровня (выходом на «полку») и ее падения. Период «жизни» месторождения достигает нередко десятки лет, и чем больше начальные запасы УВ, сложнее их структура и строение природных резервуаров, тем длительнее этапы разведки, подготовки и, собственно, эксплуатации. Длительность типового цикла открытия и подготовки к разработке месторождений УВ составляет не менее 10−12 лет на суше, до 20 лет и более на шельфе. Именно вследствие вышеупомянутых причин большое число месторождений УВ, открытых и разведанных в той или иной степени, находится в плановой или вынужденной (в силу разных причин и условий) консервации, составляя эксплуатационный резерв текущей МСБ газонефтедобычи. Так, уже более 20 лет «заморожена» подготовленная, мощная по потенциальным возможностям газодобычи сырьевая база на суше Ямала.
В плане открытия и освоения крупных продуктивных объектов (комплексов пород) весьма характерен пример альб-сеноманского, преимущественно газоносного комплекса северных районов Западной Сибири. С момента открытия первого крупного по запасам (90 млрд м3) Тазовского газонефтяного месторождения (1962 г.) до 2009 г. общие начальные разведанные запасы комплекса достигли 30 трлн м3. К 2009 г., т. е. за 36 лет интенсивной эксплуатации сеноманских залежей, из недр извлечено 12,6 трлн м3 (все — в НПТР), в том числе 12,4 трлн м3 — предприятиями ОАО «Газпром». В настоящее время остаточные запасы в сеномане НПТР (менее 12 трлн м3, включая 2,4 трлн м3 неизвлекаемого газа) связаны преимущественно с истощенными залежами базовых месторождений-гигантов, отдельными крупными и относительно небольшими месторождениями, еще не введенными в разработку по разным причинам (Харампурское и др.) — на Ямале, Гыдане, в Обской и Тазовской губах запасы сеноманского газа достаточно велики (5,2 трлн м3). С вводом в активную разработку залежей в аптских и альб-сеноманских отложениях Ямала, Обской и Тазовской губ и Южного Гыдана завершение «эры сеноманского газа» на суше Западной Сибири произойдет к 2030 г.
Одна из основных проблем в развитии нефтегазового бизнеса — определение необходимого объема текущих запасов УВ для обеспечения добычи на ближнюю и среднюю перспективу (10−20 лет), сохранения имиджа успешной Компании и достаточного уровня ее капитализации. В первую очередь, это относится к газу, так как обеспеченность Общества новыми запасами, позволяющими осуществить их быстрый ввод в эксплуатацию, уже сейчас является неудовлетворительной по отношению к планируемым уровням добычи после 2020 г. К регионам, способным обеспечить поддержание уровня падающей добычи в Западной Сибири, относятся НПТР и п-ов Гыдан.
Надым-Пур-Тазовский регион лучше других территорий ЯНАО изучен сейсморазведкой, которая была сосредоточена главным образом в пределах мегавалов и добычных участков. Поисковоразведочное бурение на территории региона ведется с начала 1960-х гг. В 1993—1999 гг. в связи с резким сокращением объемов геолого-разведочных работ (ГРР), обусловленных структурными преоб-
разованиями геологических служб ОАО «Газпром», приросты запасов свободного газа компенсировали объемы его добычи в пределах 20−30%.
Однако в период до 2002 г. существенные приросты запасов газа получены на Юбилейном, Южно-Русском (сеноман-аптский НГК), Уренгойском (ачимовский НГК), Ямбургском (сеноман) месторождениях. В это же время на лицензионных участках, приобретенных из нераспределенного фонда, открыты новые: Северо-Парусовое (сеноман-аптский НГК), Восточно-Медвежье, Северо-Самбургское (ачимовский НГК), Ленское (верхнеюрский НГК), Средненадымское (среднеюрский НГК) месторождения.
Полученные приросты запасов и новые открытия показали еще достаточно значительные перспективы газоносности среднеюрского и верхнеюрского НГК, ачимовского НГК и сеноман-аптских отложений.
Кроме того, в этот период благодаря интенсификации лицензионной деятельно сти ОАО «Газпром» были приобретены лицензии на Песцовое, Западно-Песцовое, Тазовское, Еты-Пуровское, Вынга-яхинское и Северо-Пуровское месторождения с суммарными запасами газа 1,4 трлн м3.
За 2002−2008 гг. были открыты новые месторождения: Южно-Парусовое, Кутымское (нео-комский НГК), Южно-Песцовое (среднеюрский НГК), Нинельское и Восточно-Нинельское (верхнеюрский НГК). Это подтверждает прогнозируемую ранее перспективность неоком-юрских ком -плексов в отношении газоносности. Кроме открытия новых месторождений, существенные приросты были обеспечены за счет открытия новых залежей на традиционных объектах месторождений: Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и Медвежье.
В настоящее время на территории НПТР все уникальные и крупные месторождения лицензированы недропользователями. В нераспределенном фонде преобладают мелкие и средние по запасам скопления УВ. Поэтому в последующее десятилетие основной объем лицензирования будет определяться приобретением участков на длительный срок — до 25 лет с выделением 5-летнего поисковооценочного периода.
Основной объем ГРР в рассматриваемом регионе выполняется тремя предприятиями -ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой».
Эффективность ГРР на этих предприятиях в течение последних (2002−2007 гг.) лет различается.
Наибольшая эффективность достигнута на участках ООО «Газпром добыча Ямбург» при дораз-ведке сеноманской залежи на Харвутинской залежи Ямбургского месторождения, которая достигла в 2002 г. 29 000 т у. т. /м, в то же время средняя эффективность за период 2002—2007 гг. составила 4361 т у. т. /м.
ООО «Газпром добыча Уренгой» в этот период проводило доразведку ачимовских залежей Большого Уренгоя, а также поисково-оценочное бурение на Песцовом лицензионном участке (ЛУ), при этом была достигнута средняя эффективность ГРР в объеме 2180 т у. т. /м.
Минимальное значение средней эффективности ГРР за тот же период отмечено у ООО «Газпром добыча Надым», которое получено благодаря приростам запасов газа и жидких УВ по неокомским залежам месторождения Медвежье в 2005—2006 гг. и составило 1300 т у.т. /м.
Таким образом, в период 2002—2008 гг. восполнение сырьевой базы в Надым-Пур-Тазовском регионе осуществлялось в основном по глубоким горизонтам нижнего мела (ачимовский НГК) и средней юры. В ближайшей перспективе долю глубокого бурения на эти отложения планируется увеличить.
Планируемые дочерними предприятиями ООО «Газпром добыча Ямбург» и ООО «Газпром добыча Уренгой» приросты запасов УВ по этим объектам достигнут 80−90% суммарного прироста, а по ООО «Газпром добыча Надым» почти все приросты в НТПР связываются с объектами в ачимовских и юрских отложениях.
При этом следует отметить, что поисково-разведочный процесс в этих отложениях будет отмечаться своей спецификой, связанной с глубоким залеганием и особенностями распределения коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Это потребует высокого уровня подготовки перспективных объектов к бурению, хорошей обоснованности геологических моделей на основании современных методик обработки и интерпретации сейсмических материалов, а также качественного вскрытия потенциально продуктивных горизонтов в процессе бурения и максимально быстрого опробования и исследования перспективных объектов, выделенных по результатам ГИС.
Только такие технологические подходы могут повысить эффективность ГРР на основных прогнозируемых, перспективных объектах, связанных с отложениями нижнего мела и юры, в среднесрочной перспективе на 2012−2017 гг.
До середины 1990-х гг. на суше Гыдана были проведены сейсморазведочные работы в объеме более 100 тыс. пог. км, пробурены 151 скважина общим метражом 396 тыс. пог. м, в том числе на месторождениях — 130 скважин, общей проходкой 335 тыс. пог. м.
В глубокое бурение были введены 28 перспективных структур, в результате проведенных ГРР открыто 10 газовых и газоконденсатных, 2 нефтегазоконденсатных месторождения. Изученность сейсморазведкой неравномерная, основные объемы ее сконцентрированы на открытых месторождениях, но даже при такой локализации выполненных объемов ГРР на месторождениях и перспективных площадях все равно недостаточно. Практически не изучены бурением и сейсморазведкой северные и северо-восточные районы региона.
Максимальная эффективность глубокого бурения достигнута на Минховском, Антипаютинском, Геофизическом месторождениях, расположенных в южной прибрежной части, на Утреннем и Гыдан-ском месторождениях, расположенных в северной части Гыданского п-ва. Достигнутая эффективность поискового и разведочного бурения сходна как для северной и южной частей Гыдана, так и в целом по полуострову — 3100 т у. т. /м.
Основные опоискованные объекты приурочены к отложениям апт-сеномана, неокома и в меньшей степени к отложениям юры. Перспективы прироста запасов газа связываются с открытием новых месторождений в центральной части, а также на севере и северо-востоке Гыданского п-ва. Это выводит регион в разряд первоочередных для проведения поисково-разведочных работ за границами 2017 г. после получения результатов по возможностям восстановления МСБ на п-ве Ямал и в Надым-Пур-Тазовской области.
Учитывая вышеизложенное, а также масштабность планируемой добычи и необходимость компенсации отбираемых объемов новыми запасами газа, получаемыми в результате проведения ГРР, предлагается следующая Программа дальнейшего развития МСБ на севере Надым-Пур-Тазовского региона и на п-ве Гыдан в период до 2030 г.
ООО «Газпром добыча Ямбург» осуществит доразведку Ямбургского, Заполярного, Северо- и Южно-Парусового и Тазовского месторождений, а также продолжит ГРР в качестве оператора на ЛУ ОАО «Газпром» — Парусовом и Тазовско-Заполярном. Ожидаемый суммарный прирост запасов УВ сырья составит около 0,6 млрд т у. т. при объеме бурения более 300 тыс. пог. м.
ООО «Газпром добыча Уренгой» должно завершить разведочные работы на Уренгойском, Ен-Яхинском, Западно-Песцовом, Северо-Уренгойском, Северо-Самбургском, Песцовом и ЮжноПесцовом месторождениях и на Восточно-Падинском ЛУ. Кроме того, предприятию в качестве оператора поручена доразведка Западно-Песцового и Северо-Пуровского месторождений на ЛУ ОАО «Газпром» (лицензии типа НР). Ожидаемый суммарный прирост запасов УВ сырья — 0,5 млрд т у.т. при объеме бурения около 290 тыс. м. Вышеуказанные работы должны завершится в основном к 2018−2020 гг.
ООО «Газпром добыча Надым» на западе Надым-Пуровской нефтегазоносной области запланированы ГРР на Ямсовейском, Медвежье, Восточно-Медвежьем, Юбилейном участках с лицензиями типа НЭ, на Падинском и Някхобском — НР, на Западно-Юбилейном, Мариэттинском, Южно-Падинском, Нерутинском и Западно-Ягенетском участках с лицензиями типа НП. Также планируется выйти с геолого-разведочными работами на Пангодинское, Средне-Надымское месторождения, Восточно-Юбилейный и Березняковский участки. Ожидаемый суммарный прирост запасов УВ сырья — 1,0 млрд т у.т. при объеме бурения 531,5 тыс. м.
Отдельно следует остановиться на планируемых результатах ГРР в пределах п-ва Гыдан, где ожидается получение ряда лицензий ОАО «Газпром» (оператором работ может стать любое из вышеперечисленных дочерних предприятий Общества). Наиболее перспективными являются следующие объекты: Утреннее, Гыданское, Минховское, Восточно-Минховское месторождения, Приречный, Каркасный, Угловой, Яртояхинский, Бухаринский, Трехбугорный, Восточно-Бугорный, Южно-Гыданский, Солетско-Ханавейский, Геофизический участки. Ожидаемый суммарный прирост запасов УВ сырья до 2030 г. — 2,0 млрд т у.т. при объеме бурения 400 тыс. пог. м.
Таким образом, планируемый прирост запасов УВ за счет проведения ГРР в период 2010—2030 гг. на севере НПТР и п-ве Гыдан оценивается в 4,1 млрд т у.т. при общей проходке по поисковым и разведочным скважинам около 1,7 млн пог. м. Исходя из этого рассматриваемый регион является одним из определяющих с точки зрения развития МСБ Общества в период до 2020−2030 гг.
В настоящее время уровень добычи газа по Западной Сибири находится на максимуме возможностей — 529 млрд м3, за которым последует его снижение до 149 млрд м3 в 2030 г. Для поддержания добычи на уровне планируемых показателей, согласно Генсхеме, необходимо к 2030 г. обеспечить компенсацию падающей добычи газа в Западно-Сибирском регионе запасами, позволяющими увеличить ее за счет новых объектов на 420 млрд м3 газа.
На Гыданском п-ве в результате интенсификации ГРР начиная с 2017 г. прогнозируется получение приростов запасов к 2030 г. в объеме 2,0 млрд т у.т. (90% - свободный газ), которые позволят обеспечить уровень ежегодной добычи начиная с 2028 г. в пределах 110 млрд м3 ежегодно.
На севере Надым-Пур-Тазовского региона в результате проведения ГРР предприятиями ОАО «Газпром» — ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым» — планируется прирастить порядка 1,3 млрд т у.т. (без учета объектов на Ямальском п-ве), что позволяет прогнозировать уровень добычи, компенсирующий падающую добычу, в пределах 40 млрд м3 газа в год, начиная с 2024—2027 гг.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой