Это обстоятельство в определенной мере влияет на качество получаемого из залежей сырья: местная нефть отличается от аналогов малым содержанием серы, водорода, смолы и парафинов, считается легкой и малообводненной. Эти свойства ценятся при углубленной нефтепереработке (нефть переработка). К слову, такую же нефть (скважина нефть) добывают и на соседнем Куюмбинском месторождении. Тем не менее, как отмечают специалисты, в неформальном рейтинге российских месторождений Юрубчено-Тохомское НГКМ можно уверенно ставить на второе место (здесь на протяжении последних лет лидирует Ванкорское месторождение).
Юр-2 — газ, Юр-5 — нефть
Плановое геологическое исследование территории будущего месторождения началось в 1970-х годах. Производственное геологоразведочное объединение (ПГО) «Енисейнефтегазгеология» плотно обосновалось в районе Куюмбинского поднятия, где активно вело геологоразведку на нефть и газ. После структурной съёмки начались геофизические работы, осуществлялись мероприятия, связанные с сейсморазведкой и электроразведкой, а также поисковое и параметрическое бурение. Уже в 1972 году геологи подготовили первую структурную карту региона масштабом 1:100 000 по подошве ордовика, при этом были выделены антиклинальные структуры и даны рекомендации по направлению поисковых работ. Это дало возможность тогда же начать буровые работы.
Первый приток нефти получили в 1977 году при испытании поисковых скважин № 51 и №43. К 1982 году в северо-восточной части Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) пробурено 3 параметрические и 14 поисковых скважин. В этот период были открыты Куюмбинское и Усть-Камовское месторождения. Однако в 1982 году запасы этих промыслов сочли незначительными, поскольку рассчитывались они по другим, чем сейчас, методикам, к тому же, в случае их освоения предстояло выполнить большой объём бурения, на что у государства не было средств, к тому же предстояло с нуля создавать всю производственную инфраструктуру. Как бы то ни было, работы на Куюмбинском поднятии были прекращены.
В 1980 году специалисты «Енисейнефтегазгеологии» приступили к бурению на Юрубченском поднятии, которое расположено неподалеку от Куюмбы — на Камовском своде Байкитской антиклизы (западная часть Сибирской платформы). Первая попытка была неудачной: параметрическая скважина Юр-1 оказалась «сухой». В 1982 году при испытании скважины Юр-2 геологи-нефтяники получили приток газа — 225,4 куб. м в сутки. Поисковые скважины Юр-3 и Юр-4, бурение которых началось в 1983 году, из-за поглощений в рифейских отложениях и интенсивными газопроявлениями на проектную глубину так и не смогли выйти. Удачу принесла следующая скважина — Юр-5. В октябре 1984 года при испытании открытого ствола в интервале 2285–2295 м на ней был получен приток безводной нефти дебитом 367,4 куб. м в сутки через штуцер диаметром 15 миллиметров.
Геологические особенности
Согласно разделению осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты, Юрубчено-Тохомское НГКМ находится в пределах Байкитской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение относят к центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы (антеклиза — поднятия слоев земной поверхности на обширной пологой площади, которые развиваются в течение нескольких геологических периодов). Запасы нефти Юрубчено-Тохомского месторождения по категории С1+С2, по оценкам геологов, составляют 321 млн т, запасы природного газа по той же категории — 387 млрд кубометров.
Вместе с Куюмбинским, Оморинским, Камовским и Шушукским месторождениями ЮТМ образует область гигантского скопления углеводородов, которая входит в состав Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления общей площадью более 20 тыс. кв. километров. Здесь впервые в России и в мире получены промышленные притоки нефти и газа из отложений рифейского возраста.
В пределах всей ЮТЗ выделяется два крупных структурных этажа: кристаллический фундамент сложенный архейско-раннепротерозойскими метаморфическими породами и осадочный чехол. Осадочный чехол разделяется на два яруса: нижний — рифейский и верхний — венд-палеозойский. Продуктивны карбонаты семи толщ — юрубченской, долгоктинской, куюмбинской, юктенской, рассолкинской, вингольдинской, ирэмэкэнской. Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями рифейского и вендского возрастов.
Юрубчено-Тохомское месторождение имеет сложное строение. Распространение пластов нефтегазоносных слоев ограничивается глинистыми отложениями и выходами кристаллических пород. Пласты экранированы глинисто-карбонатными породами. Углеводороды располагаются на глубине 2–2,5 километров. Насыщенность пластов нефтью и газом неравномерна. На юге интервалы не превышают толщину 72 м, а на севере — доходят до 172 метров.
Продуктивная толща рифея ЮТМ представлена доломитами литогенетических типов с различными текстурными и структурными свойствами. Преобладает накопление строматолитовых кремнистых разностей доломитов. Характерной особенностью является интенсивная и разновременная доломитизация пород и высокая степень перекристаллизации доломитов. Также отложения месторождения характеризуются интенсивно развитой трещиноватостью.
Установлено, что главным нефтеносным резервуаром в Юрубчено-Тохомской зоне являются кавернозно-трещинные коллектора карбонатных и, отчасти, терригеннокарбонатных пород среднего и верхнего рифея.
Характеристика нефти
Плотность юрубченотохомской нефти составляет 0,850 г/куб. см, содержание серы — 0,2%, парафина — 1%.
По плотности нефть Юрубчено-Тохомского НГКМ сравнима с нефтью марки Brent и легче, чем нефть марки Urals, которая идет на экспорт. Содержание серы даже ниже, чем в малосернистой нефти Brent, и значительно ниже, чем в высокосернистой нефти Urals.
Низкая температура застывания (для нефти Юрубченской залежи этот показатель равен –40 °C) позволяет транспортировать сырьё по нефтепроводам, пролегающим под землёй, без дополнительного подогрева, с минимальными гидравлическими потерями.
«На заре туманной юности»
В 1984 году месторождение поставили на Государственный баланс. Причем поначалу оно называлось Юрубченским. Начиная с 1987 года, работы велись в соответствии с «Комплексной программой оптимизации региональных, поисковых и разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления», выполнение которой растянулось до 1992 года, и в полном объеме она так и не была выполнена. В 1989 году пришлось разрабатывать дополнение к программе, чтобы адаптировать ее к новым условиям. На основании этого дополнения на промысле разместили поисковые скважины, изменили проектные глубины ряда скважин. В 1992 году было составлено еще одно дополнение к комплексной программе, однако в связи с сокращением, а затем и полным прекращением работ в регионе реализация программы практически не проводилась.
Но 1993 году в Государственной комиссии по запасам решили объединить в один промысел открытые ранее Юрубченское, Терское, Усть-Камовское месторождения. Таким образом появилось Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ).
«Енисейнефтегазгеология» (позже — «Енисейнефтегаз») вновь приступила к геологоразведочным работам на месторождениях, которые вела вплоть до 1995 года. После этого ПГО перешло под контроль «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании» («Востсибнефтегаза»). В 1996 году «Востсибнефтегаз» лицензию на разведку и добычу ЮТМ оформил на себя.
В 2001 году контроль над «Восточно-Сибирской нефтегазовой компанией» получила нефтяная компания «ЮКОС», в которой уже тогда обратили внимание на тенденцию к стабильному росту спроса на нефть и нефтепродукты в Китае. Как утверждают некоторые аналитики, именно «ЮКОС» предложил регуляторам отрасли начать проектирование магистрального нефтепровода из Восточной Сибири в КНР. Ресурсной базой для будущего трубопроводного проекта могло послужить, в том числе ЮТМ, на тот момент, как самое изученное месторождение в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления. Неудивительно, что в доразведку и обустройство промысла стали активно инвестировать.
Разведочное бурение продолжалось. Перед геологами стояла задача подробно изучить рифейские отложения. Начиная с 2000-х годов было пробурено 12 разведочных скважин. Новые технологии обеспечили 100% вынос керна. Это, в свою очередь, позволило сформировать концептуальную модель рифейского природного резервуара. И уже начиная с 2010 года было пробурено порядка 50 эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием в разных частях месторождения.
К тому времени «Востсибнефтегаз» (после банкротства «ЮКОСа» в 2007 году) в качестве оператора Юрубчено-Тохомского месторождения вошел в структуру «Роснефти».
Проект «ТомскНИПИнефти»
В мае 2007 года «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» стала структурным подразделением государственной ВИНК. В этом же году Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа («ТомскНИПИнефть» с 2007 года входит в состав научно-проектного комплекса «Роснефти») разработал технологический проект ЮТМ. В проекте прописаны три этапа освоения Юрубчено-Тохомского месторождения.
Первый этап — достаточно трудоемкий, а главное — ответственный, поскольку от результатов его реализации зависит инвестирование в остальные два. Именно он предполагает обустройство ЮТМ и освоение наиболее продуктивной части Юрубченской залежи. В комплекс работ входит строительство разведочных и промышленных скважин, создание сложно-построенных трещиноватых коллекторов, установка газокомпрессорной станции, возведение пунктов приема и сдачи нефти, монтаж установки по подготовке сырья.
На втором этапе предполагается освоение всей Юрубченской залежи. Третий этап предусматривает ввод в разработку всех залежей Юрубчено-Тохомского месторождения в пределах Юрубченского и Терско-Камовского (южного) лицензионных участков.
Планирование и согласование проекта завершилось к 2009 году, и «Востсибнефтегаз» приступил к непосредственной реализации первого этапа.
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 54,3 | 55,1 | 104,4 | 736,3 | 2 307,95 | 4 058,3 | 3 027,4 | 2 408,5 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
Полномасштабное освоение
В 2014 году на основании решения совета директоров «Роснефти» началось полномасштабное освоение ЮТМ. В период с 2014 года по 2019 год планировалось пробурить 170 добывающих скважин, причем проектом предусматривалось строительство скважин в основном с горизонтальным окончанием, и ввести в эксплуатацию первый пусковой комплекс, включающий компрессорную станцию (ДКС), установку подготовки нефти, приемо-сдаточный пункт мощностью до 5 млн т нефти в год. Уровень использования попутного нефтяного газа (ПНГ) должен был достичь 95%, обеспечение такого показателя планировалось достичь за счет использования ПНГ для собственных технологических нужд, а также путем обратной закачки в пласт.
Первые два года (в 2014-м и 2015-м) добыча на промысле составляла порядка 55 тыс. т ежегодно. Ситуация кардинально изменилась в 2016 году в связи с завершением «Транснефтью» строительства магистрального трубопровода «Куюмба — Тайшет», который соединил месторождения севера Красноярского края с трубопроводной системой «Восточная Сибирь — Тихий океан». Это позволило «Востсибнефтегазу» не только начать опережающие поставки нефтяного сырья, но и существенно нарастить добычу. В 2016 году она выросла почти вдвое, а в 2017 году на Юрубчено-Тохомском была добыта первая миллионная тонна нефти. Тогда же в режиме комплексного опробования началась эксплуатация первой установки подготовки нефти (УПН-1) и других объектов производственной инфраструктуры.
По результатам 2018 года на ЮТМ пробурили 31 скважину с горизонтальным окончанием. Дебиты некоторых из них на режиме фонтанирования превышал 350 т в сутки. На проектную мощность (2,5 млн т) выведена УПН-1. Введены в эксплуатацию приемно-сдаточный пункт и внутрипромысловый нефтепровод. Началось комплексное опробование УПН-2, благодаря которой объем добычи на Южно-Тохомском месторождении можно было поднимать до 5 млн т нефти в год. Продолжилась работа над реализацией газовой программы и развитием производственной и сопутствующей инфраструктуры. Были успешно пробурены две многозабойных скважины (МЗС) с общей длиной горизонтальных стволов более 2,5 тыс. метров.
Рекордная МЗС
В 2020 году специалисты «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании» завершили строительство рекордной для рифейских отложений МЗС с четырьмя горизонтальными стволами. Общая протяженность скважины составила 5 280 м, горизонтального участка — 2 220 метров.
Буровые работы проводились в непростых геологических условиях, проходку осложняли не только крепкие породы, которые приходилось проходить в рифейских отложениях, но и многочисленные разломы. Чтобы буровой раствор не уходил в трещины, специалисты «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании» применили собственную разработку — бурение на депрессии. Буровую жидкость насытили азотом, благодаря чему снизили ее давление, и она перестала уходить в трещины. Чтобы максимально точно вывести скважины к нефтеносным слоям, применили новый метод сейсмогеологического анализа, который разработали специалисты Института геологии и разработки горючих ископаемых «Роснефти». Все это и позволило в непростых породах построить уникальную скважину.
Тверже гранита
В 2021 году добыча на месторождении, согласно данным «ЦДУ ТЭК», составила 2 408,5 тыс. т нефти, что на 618,9 тыс. т (–20,4%) меньше, чем годом ранее, и на 1649,8 тыс. т (–54,5%) меньше, чем было добыто в самый «урожайный» для Юрубчено-Тохомы 2019 год.
Причины такого отставания носят как субъективный, так и объективный характер. К объективным трудностям можно отнести пандемию короновируса, последствия которой приходилось испытывать на себе не только нефтегазовому сектору, но всей экономике, а также необходимость искусственно снижать производство нефти в рамках договоренностей ОПЕК+, сюда же, к объективным причинам, можно добавить санкционную политику западных стран в отношении России. Субъективные причины — это дорогостоящее бурение эксплуатационных скважин, поскольку рифейские карбонатные отложения, сформировавшиеся миллиард лет назад, имеют большую крепость, они тверже гранита.
Кроме того, головной боли нефтяникам добавляют многочисленные разломы и трещины, что чревато сложностями с использованием бурового раствора. Так, в конце 2021 года из-за перелива раствора на месторождении произошел выброс газа — из скважины забил 15-метровый фонтан. Работы на площадке пришлось приостановить, технику обесточить и заниматься ликвидацией аварии.
Реализация проекта продолжается
В начале 2021 года на Юрубчено-Тохомском месторождении эксплуатировалось 139 добывающих горизонтальных скважин, причем 6 из них — многозабойные. С начала реализации проекта работники «Востсибнефтегаза» проложили на ЮТМ 100 км дорог, 140 км линий электропередачи, построили и ввели в эксплуатацию более 200 объектов инфраструктуры, в том числе блочную сепарационную установку, дизельные электростанции, котельные, резервуарный парк на 30 тыс. куб. м, базу подрядных организаций, вахтовый поселок и общежитие на 2500 мест.
Особое внимание в «Восточно-Сибирская нефтегазовая компании» уделяют рациональному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ). Соответствующая инфраструктура первой очереди — газокомпрессорная станция (ГКС) производительностью 0,8 млрд куб. м газа в год, установка подготовки топливного газа производительностью 312 млн куб. м в год, газопровод высокого давления, куст газонагнетательных скважин — запущены на промысле в январе 2021 года. Общая мощность объектов первой очереди — 2 млрд куб. м газа в год. Введение в эксплуатацию второй очереди газовой программы позволит ежегодно производить еще 5 млрд кубометров. Согласно проекту разработки месторождения, ПНГ планируется использовать для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления, а также для обеспечения генерации электроэнергии. Реализация запланированных мероприятий газовой программы позволит довести уровень использования ПНГ до 95%.
Как утверждают в руководстве «Востсибнефтегаза», строительство инфраструктуры ведется с учетом мировых стандартов качества и безопасности. Производственные объекты оснащены современным оборудованием с высокой степенью автоматизации, контроля и мониторинга производственных процессов.
Последующие два этапа предполагают полное освоение Юрубченской залежи, ввод в разработку всех залежей Юрубчено-Тохомского месторождения и Терско-Камовского (южного) лицензионного участка с выходом на полку по добыче нефти до 7,3 млн т в год.
