Полуостров без полумер
ЛУКОЙЛ наращивает компетенции и добычу на Ямале
Арктическая зона — стратегический нефтегазоносный регион России. Но освоение таких территорий, как полуостров Ямал, требует от компаний разработки инновационных технологий и оборудования. Применение новых подходов позволило ЛУКОЙЛу сделать Арктику новой точкой роста производства газа. В перспективе компания продолжит активно развивать свое присутствие в провинции, отрабатывая передовые методы добычи.
Новые задачи
В последние годы в России ускоряется освоение новых территорий для добычи углеводородов. Наиболее очевидно этот процесс идет в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, где фокус компаний смещается на все более труднодоступные участки со сложными климатическими и геологическими условиями. Одной из новых ключевых точек становится Ямал. Добычу углеводородов и их последующую транспортировку тут осложняют большая удаленность месторождений от действующей инфраструктуры, отсутствие дорог, линий электропередачи и трубопроводов. Так что освоение ресурсов в Арктике требует от производителей значительных инвестиций, в том числе в разработку новых технологий и инновационного оборудования.
Одним из ключевых игроков в Западной Сибири является ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь»: добывает около 40% углеводородов группы ЛУКОЙЛ. ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» на Ямале принадлежат лицензии на право пользования недрами 13 участков общей площадью около 30 тыс. кв. км, а ресурсы полезных ископаемых оценены более чем в 1 млрд тонн условного топлива. На этой территории уже открыты 15 месторождений, в числе которых 10 месторождений введены в разработку, а также выявлены 33 перспективные структуры для дальнейшего изучения территории. Большинство из них расположены в рамках геологической структуры Большехетская впадина, которая относится к высокоперспективным территориям Тазовского нефтегазоносного района ПурТазовской области.
Поиски технологий
Несмотря на то что эти площади довольно подробно изучены с помощью сейсморазведки 2D, а некоторые зоны — съемки 3D, перспективы разработки ачимовских и юрских отложений долго оставались под вопросом с учетом больших глубин залегания и наличия областей аномально высокого пластового давления.
Выбор технологий строительства скважин в первую очередь обусловлен многопластовостью залежей, в том числе насыщенных газом. Эта особенность предопределяет необходимость повышенного внимания к обеспечению герметичности межколонных пространств и применения специальных технических устройств с уплотнением типа «металл—металл», а также тампонажных составов специального назначения и т. д.
Чтобы с учетом этих факторов сделать бурение более предсказуемым, для оценки объема запасов углеводородов и их локализации на Большехетской впадине применялся метод трехмерного бассейнового моделирования. Он за счет интегрирования в одну модель больших объемов геологогеофизической и геохимической информации позволяет отследить эволюцию углеводородных систем и основные этапы формирования залежей. Это, в свою очередь, снижает последующие геологические риски и стоимость проведения геолого-разведочных работ.