Как отмечают геологи, по концентрации запасов ВВН в одном только пласте ПК1 Северо-Комсомольское НГКМ уступает лишь Русскому месторождению, которое находится в Западно-Сибирском геологическом регионе. Стоит заметить, что по стратиграфии и литологии эти промыслы являются полными аналогами, их продуктивные горизонты относят к пластам покурской свиты (ПК1), а нефтегазовые залежи имеют похожее строение и одинаковые характеристики, отличается только пластовая нефть, имеющая разную вязкость.
Наследство из СССР
Плановые поиски и исследования территории с помощью методов сейсморазведки начались в 1961 году.
До этого в 1952–1954 годах здесь проводилась государственная геологическая съемка масштаба 1:1000 000,
в 1953–1961 годах — аэромагнитная съемка, в 1960-м — гравиметрическая съемка, а также электроразведочная съемка и сейсморазведочные работы.
Уже после проведения работ методом отраженных волн (МОВ) при отработке масштабов 1:100 000 и 1:200 000 геологами были получены первые представления о структурном плане меловых и юрских отложений. Поисковые сейсморазведочные партии выявили Верхне-Танловский вал и, осложняющее его, одноименное поднятие. В сводовой его части были оконтурены три купола — южный, центральный и северный, а также проведены подготовительные работы для начала бурения по меловым отложениям.
С 1969 года по 1972 год на Верхне-Танловском локальном поднятии пробурили 10 поисково-разведочных скважин, в трех из них были получены фонтаны газа, в скважине № 14 — фонтанирующий приток нефти, еще в трех скважинах (№№ 7, 11, 15) — притоки пластовой воды с незначительным количеством нефти, скважины №№ 2, 3 и 5 вскрыли отложения сеномана, где были обнаружены газонефтяные и водонефтяные контакты. Согласно полученным в результате проведения буровых работ данным, в 1969 году в ГКЗ было зарегистрировано месторождение, которое назвали Северо-Комсомольским.
В конце 1970-х годов в пределах Верхне-Танловского вала проводились площадные работы МОГТ (метод общей глубинной точки), позволившие выделить и оконтурить Верхне-Танловское, Ярейское, Северо-Танловское локальные поднятия, на которых было решено осуществить глубокое бурение по меловым отложениям. По результатам МОГТ в 1981 году управление «Главтюменьгеология» подготовило «Геологический проект глубокого поисково-разведочного бурения на Северо-Комсомольской и Ярейской площадях».
На основании этого проекта бурение разведочных скважин на территории Северо-Комсомольского месторождения с целью поисков залежей углеводородов в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях продолжилось в 1984–1985 годах. В результате установлены залежи нефти и газоконденсата в пластах ПК17, ПК18, АП5, БП5, БП7.
С 1986 года геологоразведка велась в пределах купольных зон Верхне-Танловского и Северо-Танловского локальных поднятий. Были пробурены 23 разведочные скважины, уточнено геологическое строение. На северо-западе территории по поверхности фундамента, юрским и неокомским отложениям выделена структура II порядка — Киселевский вал, были обнаружены многочисленные залежи углеводородов в отложениях верхней части покурской свиты и мегионской свиты.
В 1992 году по результатам бурения и опробования 67 поисково-разведочных скважин геологи подсчитали запасы нефти, свободного газа и газоконденсата, которые приурочены к 40 продуктивным пластам по 71 залежи. В результате были определены основные направления промышленного освоения Северо-Комсомольского месторождения.
Большая работа, связанная с геофизическими исследованиями, велась на промысле в периоды 1996–1999 годов
и 2002–2003 годов. Сейсморазведочная партия № 36 Пуровской геофизической экспедиции ОАО «Ямалгеофизика» и компания «Сибнефтегеофизика» выполнили большой объем сейсморазведочных работ МОГТ-3Д, которые охватили всю территорию Северо-Комсомольского месторождения. В результате обработки и комплексной интерпретации материалов трехмерных сейсмических исследований была осуществлена стратиграфическая привязка основных отражающих сейсмических горизонтов, уточнена глубинно-скоростная модель вскрытого разреза и подтверждено наличие большого числа кулисообразных нарушений, что указывало на сложные сдвиговые зоны.
Для промысла подготовили «Проект пробной эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей Северо-Комсомольского месторождения» и «Технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации залежи ПК1 и небазисных горизонтов».
Разработкой месторождения долгое время занималось производственное объединение «Пурнефтегаз», которое было создано в 1986 году для освоения группы нефтегазовых месторождений в приполярной зоне Ямало-Ненецкого автономного округа. В 1995 году предприятие вошло в состав «Роснефти».
В 2012 году российская госкомпания и норвежская Equinor (до 2018 года Statoil) подписали Соглашение о стратегическом сотрудничестве. В рамках этого документа в 2017 году для разработки Северо-Комсомольского месторождения было создано совместное предприятие (СП) «СевКомНефтегаз». Нужно заметить, что совместную деятельность на промысле российские и норвежские специалисты начали в мае 2013 года, когда между компаниями было подписано соглашение о сотрудничестве в отношении трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). С 2015 года компании вели опытно-промышленные работы. В этот период были получены дополнительные технические и геологические данные, уточнены свойства коллектора. В ходе работ апробированы технологии бурения и заканчивания скважин с большим отходом от вертикали и получены фактические данные по добыче и продуктивности.
После успешного завершения на Северо-Комсомольском пилотного проекта в сентябре 2017 года «Роснефть» и Equinor заключили акционерное и операционное соглашение по СП «СевКомНефтегаз», которое стало оператором месторождения. Акционерами совместного предприятия стали «Роснефть» (66,67%) и Equinor (33,33%). В 2018 году
«РН-Пурнефтегаз» передал активы Северо-Комсомольского месторождения новому оператору. В январе 2019 года сделка была закрыта окончательно.
Пологая долина между Надымом и Пуром
Территория Северо-Комсомольского месторождения представляет собой полого-холмистую заболоченную равнину, которая расположена между речными системами рек Надым и Пур. Большую часть площади — до 70% составляют заболоченные пространства. На водораздельных участках находятся небольшие холмы и котловины. Местность покрыта густой сетью речушек и ручьёв протяженностью от 1,5 км до 3–4,4 км, являющихся притоками рек Танлова, Южная Тыдыотта и Пурпе.
Климат здесь — резко-континентальный. Среднегодовая температура — 6,7 °С. Зима с сильными морозами и устойчивым снежным покровом длится около 8 месяцев. Средняя температура января, самого холодного месяца, — 25 °С, возможно понижение до — 61 °С. Лето короткое (50–60 дней), прохладное, пасмурное, с частыми осадками, заморозками.
Как и в большей части Западно-Сибирской плиты, территория Северо-Комсомольского месторождения представлена многолетнемерзлыми породами. Подошва современной мерзлоты может залегать на глубине 25–45 м, в отдельных случаях до 100 м, а толщина слоя изменяется от 8 до 54 метров.
Постоянно действующей дорожной сети на месторождении нет. Производственники используют в качестве основного транспорта тракторы и вездеходы. Перевозки груза и полевые геолого-геофизические работы осуществляются большей частью в зимний период после промерзания болот и рек. Регулярные грузоперевозки производятся с помощью авиации.
Характеристика месторождения
Северо-Комсомольское месторождение относится к категории сложнопостроенных и практически не содержит бензиновых фракций. Его площадь составляет 1368,91 кв. километров. По состоянию на 1 января 2019 года остаточные извлекаемые запасы нефти (АВ1В2) составили 201 млн, газового конденсата — 4 млн т, газа — 168 млрд кубометров.
Пласт ПК1, как показали исследования, содержит тяжелую высоковязкую нефть, обладающую плотностью
0,822–0,917 г/куб. см, вязкостью 46–107 мПа·с, газонасыщенностью — 23–33 куб. м/т. Основной продуктивный пласт Северо-Комсомольского отличает в высокой степени развитая слоистая микронеоднородность, выраженная частым чередованием тонких прослоев песка и глины. Между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой практически отсутствуют мощные непроницаемые перемычки, что добавляет сложностей при буровых работах, поскольку возникают перетоки газа и воды к интервалу перфорации. Среди проблем буровые мастера отмечают наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью
до 2000 мПа·с и при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой, а также очень низкую механическую прочность пород коллекторов. Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции.
Вмещающий коллектор состоит из песчаников желтовато-серых, мелкозернистых, рыхлых, местами слабосцементированных с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества. Залежь — сводово-массивная.
Нефтенасыщенная часть ПК1 представляет отторочку толщиной до 20 м, которая подстилается подошвенной водой и сверху перекрывается газовой шапкой толщиной до 40 метров.
Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах 27,7–45,4% (среднее 30,7), в газовой части — 23,4–41,6% (среднее 34,3).
В интервале глубин 1000–3000 м были обнаружены 9 газовых залежей, 4 газоконденсатных, 6 нефтяных и 2 нефтегазовые залежи.
Как уже отмечалось, в сентябре 2017 года «РН-Разведка и Добыча» (дочернее предприятие «Роснефти») и Statoil Russia AS («дочка» Statoil ASA, ныне Equinor) подписали акционерное и операционное соглашение в отношении «СевКомНефтегаза». Подписание пакета документов происходило в рамках Восточного экономического форума.
Соглашение утвердило порядок управления активом в стадии разработки. К тому времени российские и норвежские специалисты закончили реализацию пилотного проекта по бурению и испытанию двух скважин, позволяющих добывать высоковязкую нефть пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения. В результате проведенных в 2015–2016 годах работ запасы нефти и конденсата по категории 2P (PRMS) месторождения увеличились с 52 млн до 111 млн тонн.
Утвердив решение о начале реализации первого этапа полномасштабной разработки Северо-Комсомольского месторождения, в сентябре 2019 года СП «СевКомНефтегаз» приступило к строительству современного нефтегазодобывающего промысла.
В рамках первого этапа разработки Северо-Комсомольского месторождения в ближайшие годы предусмотрено строительство основной и вспомогательной инфраструктуры, в том числе для подготовки и транспортировки нефти и газа, объектов энергетики, а также бурение эксплуатационных скважин с отходом от вертикали до двух километров.
К октябрю 2020 года «СевКомНефтегазом» было построено 49 скважин из 200, предусмотренных проектом разработки месторождения. В настоящее время добыча нефти ведётся на горизонтально направленных участках скважин, средняя длина которых составляет около 2 тыс. метров. А по итогам 2021 года добыча нефти на месторождении по сравнению с 2017 годом, по данным «ЦДУ ТЭК», выросла в 3,67 раза.
В середине января 2021 года, согласно информации Роснедр, в рамках полномасштабной разработки Северо-Комсомольского месторождения был добыт первый миллион тонн нефти и конденсата.
В 2020 году специалисты «СевКомНефтегаза» пробурили рекордную по протяженности горизонтального участка (2404 м) одноствольную горизонтальную скважину. По ходу ее проходки был получен еще один рекордный результат: время бурения участка в 1 тыс. м сократилось с 5,29 до 4,89 суток, а общее время строительства скважины составило 20 суток.
При разработке Северо-Комсомольского месторождения с наилучшей стороны зарекомендовали себя интеллектуальные системы заканчивания скважин, оснащенные автономным устройством контроля притока нефти. Применение таких систем позволило минимизировать потенциальные геологические риски.
В марте 2019 года на Северо-Комсомольском создали автономный энергетический центр для бесперебойного электроснабжения буровых установок и технологических объектов. В состав энергоцентра вошли передвижные автоматизированные газотурбинные установки мощностью 2500 кВт каждая.
Основное преимущество таких установок — низкие затраты на выработку электроэнергии. Подсчитано, что при бурении скважин общей протяжённостью до 3,5 км с горизонтально направленными стволами стоимость 1 кВт·ч при использовании газотурбинных установок оказывается в 5 раз ниже, чем у дизель-генераторных установок. Они также могут выдерживать резкую смену нагрузки.
Как отмечают в «Роснефти», на Северо-Комсомольском, согласно планам развития месторождения, до 2023 года будет построено 160 км напорных трубопроводов высокого давления и 260 км внутрипромысловых трубопроводов, проведено 160 км линий электропередач. Также запланировано строительство дожимной компрессорной станции с установкой подготовки газа, центрального пункта сбора нефти, насосных станций, энергетических объектов. Будет создана вспомогательная инфраструктура: опорная база промысла с общежитием на 600 мест, другие вспомогательные объекты. В перспективе планируется пробурить 700 добывающих скважин.
P. S. Когда верстался номер, руководство Equinor объявило о выходе из совместных проектов в РФ в связи с ситуацией в Украине.
