Компания «Газпромнефть — Хантос» (оператор месторождения, входит в структуру «Газпром нефти») начала промышленную эксплуатацию (эксплуатационное бурение) актива в 2019 году. Согласно данным (данные добыча нефти) «ЦДУ ТЭК», в 2022 году добыча на промысле имени Александра Жагрина составила 4234,05 тыс. т нефти. Относительно всего объема «черного золота», добытого в «Газпром нефти» в прошлом году, доля этого актива достигла 10,5%, а относительно добычи (добыча нефти) «Газпромнефть-Хантоса» — более 31,6%.
Вкратце
Проект «Зима» включает в себя пять лицензионных участков — Западно-Зимний, Северо-Вайский, Карабашский-84 и Средневайский участки в Кондинском районе ХМАО — Югры и Южно-Зимний в Уватском районе Тюменской области. Их общая площадь превышает 5 тыс. кв. километров.
Как отмечал в декабре 2020 года глава дирекции по добыче «Газпром нефти» Сергей Доктор, пик добычи на месторождении (месторождение нефти) на уровне 6,5 млн т нефти ожидается в 2024 году. «И это еще не окончательные возможности, надеюсь, потенциал актива будет раскрыт еще больше», — сказал он.
В бассейне Иртыша
Западно-Зимний ЛУ, в пределах которого находится месторождение имени Александра Жагрина, расположен в Кондинском районе ХМАО в заболоченной низине левобережья реки Иртыш и входит в состав Тобольского нефтегазоносного района, Фроловской нефтегазоносной области, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Лицензионный участок примыкает к Зимнему месторождению (как утверждают геологи, месторождение имени Александра Жагрина можно приурочить к двум ЛУ — Зимнему и Западно-Зимнему), которое, в свою очередь, было открыто в 1992 году и разрабатывается «Газпромнефть-Хантосом» с 2006 года.
Наша справка
Зимний поисковый блок. Лицензия ТЮМ 00 560НР на геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых была выдана «ЮКОСу» в августе 2000 года. В мае 2003 года ее аннулировали, поскольку компания вследствие невыполнения лицензионных обязательств была вынуждена от нее отказаться, считая его бесперспективным.
Проведенный в декабре 2004 года аукцион выиграла московская фирма «Энергосистема». Однако в течение 15 банковских дней компания не внесла разовый платеж (390 млн руб.), и право пользования Зимним ЛУ перешло второму участнику торгов — «Самотлорнефтегазу» (в то время дочернее предприятие «ТНК-ВР»), у которого также не нашлось средств на разовый платеж (387,5 млн руб.).
В мае 2005 года пришлось проводить очередной аукцион. При начальной стоимости в 180 млн руб. лот был реализован за 828 млн рублей. Он достался компании «Сибнефть-Хантос» (входила в структуру «Сибнефти»). В 2005 году «Газпром» приобрел контрольный пакет акций «Сибнефти». В результате образовалась новая ВИНК — «Газпром нефть». В ее структуру вошло предприятие «Газпромнефть-Хантос» (бывшая «Сибнефть-Хантос»), на которое в 2008 году была переоформлена лицензия ХМН 14 468НР на право пользования Зимним ЛУ.
Западней контура ЛУ протекает река Конда (приток Иртыша). Рядом с юга на северо-восток проходит трасса магистрального нефтепровода «Сургут — Горький — Полоцк», а также ЛЭП.
Площадь Западно-Зимнего участка, согласно лицензии ХМН 03 069НР (выдана «Газпромнефть-Хантос» в 2015 году, срок действия — до 2040 года), составляет 1,24 тыс. кв. километров. Однако в мае 2017 года «Газпром нефть» объявила открытый отбор организации для оформления правоустанавливающих и правоудостоверяющих документов на земельные (лесные) участки под обеспечение сейсморазведочных работ на Западно-Зимнем лицензионном участке недр, где указана площадь 765 га (689 га — земли лесного фонда, 76 га — земли запаса), то есть 7,65 тыс. километров.
В генетическом отношении территория представляет собой обширную аллювиальную и озерно-аллювиальную равнину, сложенную слоистыми песчаными и глинистыми отложениями. Плоский рельеф низины местами нарушается невысокими гривами водно-эрозионного происхождения. Особенно они характерны для левобережной части бассейна Конды, где среди поверхностных отложений преобладают пески и супеси. В провинции много озер и болот. Большая обводненность территории связана с плоским рельефом и влажным климатом. В течение года здесь выпадает до 500 мм осадков. Максимальное количество осадков — в июле (до 60–75 мм в месяц). Лето умеренно теплое. Средняя температура июля изменяется от 17 °С до 16 °С. Зима холодная: средняя температура января изменяется от –18 °С до –20 °С. Абсолютный минимум температуры составляет –52 °С, абсолютный максимум +35 °С. Снежный покров образуется 22 октября, сход снега — 6 мая. Толщина его достигает 80–100 сантиметров.
Весна затяжная и прохладная. Весенние разливы рек бывают в мае и июне. Осенний период на территории провинции более затяжной из-за продолжительных паводков. На территории ЛУ произрастают сосновые и кедрово-сосновые леса, также встречаются ели и березы.
Платформенный чехол месторождения представлен песчано-алевро-глинистыми, опоковидными отложениями, толщина которых составляет до 3200 метров.
Первые исследования
Изучение территории левобережья Иртыша геолого-геофизическими методами началось в 1950-х годах. До 1951 года в западной части Западносибирской низменности исследования проводились по отдельным маршрутам, как правило, в районе речной системы. В 1955 году произведена аэромагнитная съемка масштаба 1:200 000.
В 1956–1957 годах — гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000 000. В 1957–1958 годах участки исследовали с помощью электроразведки методом теллурических токов. С середины 50-х годов на территории проходили маршрутные и площадные сейсмические исследования методом отраженных волн (МОВ). Все эти работы, как утверждают современные геологи, характеризуются невысоким качеством и дают только общие представления о геологическом строении фундамента и мезозойской толщи.
В ходе сейсмических работ в период 1967–1968 годов были выявлены Иртышская, Ендырская и Зимняя положительные локальные структуры. Позже геологи определили границы выклинивания нижнеюрских, среднеюрских толщ.
В 1993–94 годах сейсморазведочными работами методом общей глубинной точки (МОГТ) масштаба 1:50 000 была изучена значительная часть Зимнего участка, включающая центральную, западную и юго-западную территорию. В результате было уточнено строение поднятий, выделены зоны развития песчаных фаций пласта Ю2. В 1994–1998 годах сейсморазведочные работы в пределах Зимнего поднятия продолжались. С учетом данных бурения в 2002 году это позволило уточнить контуры нефтеносности пласта АС102.
Открытие месторождения
В январе 2015 года Западно-Зимний ЛУ, прилегающий к Зимнему месторождению, был выставлен на аукцион. Нужно заметить, что торги по этому на тот момент мало изученному участку проходили достаточно бескомпромиссно между «Газпромнефть-Хантосом» и «Сургутнефтегазом». Стартовый платеж был определен в размере 1,126 млрд рублей. В результате победитель определился на 54-м шаге. Им стало дочернее предприятие «Газпром нефти», которое заплатило 7,2 млрд рублей.
Лицензия ХМН 03 069НР на изучение, разведку и добычу углеводородов на участке недр выдана Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра) сроком на 25 лет, включая 5 лет на геологоразведку (ГРР).
Вскоре после получения лицензии на Западно-Зимний участок зашли геофизики, начались сейсморазведочные работы. Первичная обработка и интерпретация результатов обследования 900 погонных км 2D сейсмикой подтвердили высокую перспективность актива. Бурение в 2017 году первой поисково-оценочной скважины доказало состоятельность геологических прогнозов. Скважина № 1 ПО стала первооткрывательницей нового месторождения. Пройдя 3050 м, геологоразведчики конкретизировали глубины залегания и нефтяного насыщения продуктивных пластов.
Первоначальное испытание в открытом стволе выполнялось посредством пластоиспытателя КИИ-2М-146. Из интервала 2247–2308 м получили приток нефти 236 куб. м/сутки при депрессии на пласт 8,7 МПа. После вторичного вскрытия интервала 2263–2282 м из пласта АС9 получили фонтан безводной нефти 28,8 куб. м/сутки (на 4 мм штуцере). После доперфорации нижнего интервала 2285–2308 м был получен фонтанный приток нефти 52,8 куб. м/сутки (на 6 мм штуцере). В пластах АС11 и АС12 также оказалась безводная нефть. Приток из интервалов 2507–2512 м и 2528–2541 м составил 8,3 куб. м/сутки нефти. Приток из интервала 2570–2595 м составил 5,1 куб.м/сутки нефти. В геологическом отчете отмечалось, что в тектоническом отношении территория входит в состав одной из крупнейших субрегиональных структур внутренней тектонической области Западно-Сибирской геосинеклизы — Уват-Ханты-Мансийского срединного массива. Промышленная нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях в пластах АС9, АС11 и АС12 черкашинской свиты.
Открытое месторождение в геологическом отношении оказалось сложным, что выражалось: значительным (320 м) этажом нефтеносности, низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами пород-коллекторов, высокой расчленённостью, пониженной нефтенасыщенностью, наличием обширных водонефтяных зон в двух пластах (АС9 и АС12).
По инициативе руководства компании-недропользователя новое месторождение назвали в честь выдающегося нефтяника Александра Жагрина, в последние годы возглавлявшего дирекцию по добыче «Газпром нефти». Этот факт был отмечен в протоколе Роснедр № 03–18/1141-пр. от 18 декабря 2017, на восьмой день после скоропостижной кончины Александра Викторовича.
Наша справка
Александр Жагрин родился 12 июня 1966 года в Тюмени. Трудовую биографию он начал в 1983 году электромехаником в тресте «Росторгмонтаж». Закончил Тюменский государственный нетегазовый университет по специальности «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
С 1997 года работал в НГДУ «Самотлорнефть» ПО «Нижневартовскнефтегаз» оператором по добыче нефти и газа, технологом, ведущим инженером цеха, начальником цеха, начальником ЦИТС, главным инженером управления, директором управления.
В феврале 2007 года совет директоров ОАО «Славнефти» утвердил Александра Жагрина в должности вице-президента по добыче нефти и геологии и ввел его в состав правления компании. За пять лет, которые он возглавлял блок Upstream, компании удалось существенно сократить темпы падения добычи углеводородного сырья. В этот период на лицензионных участках «Славнефти» было открыто множество новых залежей углеводородов, введены в промышленную эксплуатацию три новых месторождения (Тайлаковское, Луговое, Западно-Усть-Балыкское), росла результативность поисково-разведочного бурения.
В 2012 году Александр Жагрин был назначен генеральным директором компании «Газпромнефть-Развитие».
10 декабря 2017 года на 52 году Александр Викторович скоропостижно ушел из жизни.
Переоценка запасов
Поначалу промысел по уровню запасов отнесли к средним месторождениям, так как извлекаемые ресурсы по категории С3 (перспективные ресурсы) оценивались в 2,4 млн т нефти, а прогнозные запасы по категории Д1+Д2 — 73,1 млн тонн.
Но в 2019 году сотрудники Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики (ЗапСибНИИГГ) провели пересчет начальных геологических запасов нефти и растворенного газа продуктивных пластов месторождения им. Александра Жагрина. На основе данных сейсморазведки и поисково-оценочного (5 скважин), разведочного (3 скважины) и эксплуатационного (7 эксплуатационных скважин, из них 2 со вторыми стволами и 5 горизонтальных скважин) бурения был подготовлен отчет и уточнена двухмерная модель промысла. Новая оценка прошла процедуру защиты в ГКЗ, что позволило месторождение им. Александра Жагрина поставить на Государственный баланс полезных ископаемых с уточненными сведениями.
Начальные геологические запасы нефти по залежам пластов АС9, АС10–11 и АС12 составили: по категории C1 — 72574 тыс. т, С2 — 171487 тыс. т; запасы растворенного газа по категории C1 — 5181 млн куб. м, С2 — 12249 млн кубометров. Извлекаемые запасы нефти по залежам пластов АС9, АС10-11 и АС12 составили 61,568 млн т, запасы растворенного газа составили 4,445 млрд кубометров. Как было отмечено в протоколе ГКЗ № 03–18/1193-пр от 23 декабря 2019 года, по геологическому строению месторождение им. Александра Жагрина относится к сложным, по величине запасов — к крупным.
Освоение месторождения
Как уже говорилось, сразу после получения лицензии специалистами «Газпромнефть-Хантоса» в кратчайшие сроки, в условиях полной автономии, были подготовлены и проведены сейсморазведочные работы. Их цель — создание геологической модели резервуара. Уже в 2018 году пробурены три поисково-оценочных скважины.
Профессиональные и оперативные действия нефтяников и геологов позволили уже через два года после открытия ввести месторождение в эксплуатацию и начать добычу. Согласно данным «ЦДУ ТЭК», к последним числам декабря 2019 года на промысле насчитывалось 22 скважины, проходка в эксплуатационном бурении превысила 107,5 тыс. метров. Началась промышленная добыча углеводородов: по итогам 2019 года было добыто 465,13 тыс. т нефти и 21,58 млн куб. м попутного газа.
| 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | |
|---|---|---|---|---|
| Добыча нефти (тыс. т) | 465,13 | 1221,65 | 2 588,1 | 4 234,05 |
| Добыча попутного газа (млн куб. м) | 21,58 | 79,46 | 165,73 | 349,8 |
| Ввод добывающих нефтяных скважин (штук) | 22 | 71 | 90 | 96 |
| Проходка в эксплуатационном бурении (тыс. м) | 107,5 | 364,72 | 400,45 | 412,17 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
Осенью 2020 года «Газпромнефть-Хантос» сократил срок строительства скважин на месторождении. Это произошло за счет ускоренного проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП): вместо планировавшихся восьми суток 12-стадийный ГРП на горизонтальной скважине был выполнен за два дня. Как отмечают специалисты, проводившие операцию, такому результату способствовали эффективный анализ процесса МГРП на других площадках и высокая точность проводки ствола скважины в продуктивном пласте. Гидроразрыв проводился на горизонтальном участке протяженностью 1,3 тыс. м, при этом общая длина скважины составила 4,4 тыс. м, а глубина залегания нефтяного пласта — более 3 тыс. метров. При выполнении операции использовалось спецоборудование, в том числе пескоподающий агрегат повышенной вместимости и дублирующие насосы высокого давления. Заранее были подготовлены большие объемы подогретой воды, пропанта (540 т) и химических реагентов на гуаровой основе. Эксплуатационный потенциал скважины оценен в 180 т нефтяного эквивалента в сутки.
Новый метод позволил «Газпромнефть-Хантосу» резко увеличить производственные показатели. Как следует из статистики «ЦДУ ТЭК», уже к началу 2021 года запустили 71 эксплуатационную скважину (на 49 скважин больше, чем годом ранее), почти в три раза выросла добыча нефти.
Цифровой двойник
В марте 2021 года «Газпром нефть» сообщила о создании единой интегрированной модели месторождения имени Александра Жагрина.
Модель была разработана командой специалистов из «Газпромнефть-Хантоса» и Научно-Технического Центра «Газпром нефти». Просчитано более 20 сценариев, определена оптимальная стратегия развития актива на ближайшие три года. Прогнозировалось, что в 2021 году на месторождении завершится бурение 87 новых скважин, будут введены в эксплуатацию 90 скважин, в том числе 69 горизонтальных. По прогнозам, до конца года на объекте будет добыто около 2,7 млн т н. э. Кстати, этот прогноз, если сравнить его с данными «ЦДУ ТЭК», полностью сбылся. Посчитано, что использование такой интегрированной модели позволит предприятию получить экономический эффект в размере более 1 млрд руб. до конца 2023 года.
Цифровой двойник месторождения сформирован из различных модулей, благодаря чему в виртуальной среде можно видеть работу всех объектов инфраструктуры и воспроизводить весь процесс добычи на активе. Каждый модуль системы отвечает за отдельные технологические процессы производства в нефтегазе: добычу, транспортировку, систему поддержания пластового давления, подготовку нефти. Важнейший модуль — модуль добычи нефти и газа: собирает, систематизирует и анализирует данные, получаемые со скважин. Блок аналитики выявляет возможные отклонения, прогнозирует суточную добычу по каждой скважине, предлагает оптимальные сценарии изменения параметров работы в случае отклонения от запланированных объемов.
План разработки и структура
План разработки месторождения имени Александра Жагрина предполагает бурение более 920 эксплуатационных скважин в период до 2028 года. Порядка 70% скважин будут иметь горизонтальные стволы.
Структура месторождения на сегодняшний день включает: нефтесборные коллекторы, кустовые площадки, комплекс энергоцентра, линии энергоснабжения, дорожную инфраструктуру, узел сепарации, установку подготовки нефти (УПН). Предполагается строительство магистрального нефтепровода «УПН Жагрина — ПСП Демьянское», по которому нефть с месторождения через приемо-сдаточный пункт будет поступать в систему «Транснефти».
Первая очередь УПН введена в эксплуатацию
В августе 2022 года на месторождении имени Александра Жагрина была введена в эксплуатацию первая очередь установки подготовки нефти (УПН). В церемонии запуска УПН приняли участие полномочный представитель президента РФ в УрФО Владимир Якушев, губернатор ХМАО-Югры Наталья Комарова и председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков. Новый комплекс призван обеспечить подготовку продукции до товарного качества с последующей транспортировкой до магистрального трубопровода «Нижневартовск — Курган — Самара». Запуск второй очереди установки намечен на 2023 год, что позволит увеличить производственные мощности месторождения до 8 млн т нефти в год. Благодаря УПН повысится эффективность добычи, кроме того, в перспективе комплекс может принимать добытое сырье других активов кластера.
«Запуск установки подготовки нефти — значимое для всего федерального округа событие. Углеводороды, которыми богаты недра регионов УрФО, — это резерв стабильности для экономики. Капитал, который обеспечивает благополучие будущих поколений. Проект “Зима” — один из самых перспективных активов компании “Газпром нефть”. А якорная точка кластера — месторождение имени Жагрина», — сказал в ходе церемонии полномочный представитель президента РФ в УрФО Владимир Якушев.
