Свежая кровь

Снижение производства на старейших месторождениях Оренбургской области началось с конца прошлого века. Одно время считалось, что на углеводородных перспективах региона пора ставить крест. Прогнозы скептиков опровергла ТНК-ВР, которая в 2000 г. получила контроль над основными здешними добывающими активами – "Оренбургнефтью" и "Бугурусланнефтью".
 
Значительные инвестиции вкупе с современными добычными технологиями и налоговыми льготами, предоставленными зрелым месторождениям, принесли свои плоды. В 2003 г. "Оренбургнефть" нарастила добычу до более чем 12 млн т, а к концу 2000-х приблизилась к уровню в 20 млн т. Однако продолжавшееся истощение традиционных промыслов не могло не сказаться, и с 2011 г. в регионе вновь наметился тренд снижения добычи.

Таким образом, несмотря на освоенность территории, наличие инфраструктуры и близость к рынкам сбыта, приобретение в 2013 г. оренбургских активов не сулило главной нефтекомпании страны лёгкой жизни. Сравнительно молодой Уватский проект на юге Тюменской области, также доставшийся "Роснефти" после покупки ТНК-ВР, имел куда более благоприятные перспективы. "Газпром нефть", пришедшая в Оренбуржье двумя годами раньше "Роснефти", тоже находилась в более выгодном положении: её новые, подготовленные к разработке месторождения позволяли относительно малой кровью быстро наращивать добычу. 

Первоочередная задача "Роснефти" в регионе была иной – предотвратить лавинообразное падение производства на старых промыслах. В 2013 г. её оренбургская "дочка" ввела в эксплуатацию 112 новых скважин со средним дебитом 66 т в сутки. Несмотря на увеличение объёмов проходки в краевых зонах залежей с ухудшенными геологическими свойствами, эффективность бурения по сравнению с предыдущим годом не снизилась. На ряде месторождений были начаты испытания технологии многостадийных кислотных обработок горизонтальных скважин. Кроме того, качественный подбор скважин-кандидатов позволил увеличить приросты добычи после зарезки боковых стволов и ГРП. Благодаря этим мерам к концу того же года предприятию удалось переломить тенденцию снижения нефтедобычи, а в 2014-м нарастить её с 16,1 до 19 млн т. 

Тем не менее, кардинально увеличить производство на истощённых месторождениях не представлялось возможным. Способы поддержания здесь добычи ограничиваются проведением современных геолого-технологических мероприятий (ГРП, ЗБС, вывод скважин из бездействия и т.д.), оптимизацией режимов работы скважин и системы поддержания пластового давления.

Чтобы дать региональной нефтянке вторую жизнь, требовались новые территории и новые открытия. Поэтому стратегическим направлением работы "Оренбургнефти" стало наращивание ресурсной базы. 

В 2016 г. по итогам аукционов предприятие приобрело лицензии на пять участков: Алдаркинский, Кинельский, Екатериновский, Чернояровский и Юртаевский с суммарным ресурсным потенциалом более 80 млн т нефти. Участки расположены вблизи уже действующих нефтегазовых месторождений "Оренбургнефти", что облегчало их освоение. В 2018 г. на этих участках было выполнено более 2 тыс. кв. км полевых сейсморазведочных работ методом отраженных волн (МОГТ-3D). Общая площадь работ должна составить 3,8 тыс. кв. м. По их результатам планируется получить детальные данные о строении недр, выявить перспективные нефтегазоносные структуры и определить точки бурения поисковых и разведочных скважин. 

К моменту перехода "Оренбургнефти" под контроль "Роснефти" на балансе предприятия числилось более сотни лицензионных участков. Это обстоятельство открывало перед новым собственником еще одну возможность дальнейшего развития проекта – за счет доразведки имеющихся обширных территорий. "Роснефть" сполна воспользовалась этой возможностью. 

В 2017 г. предприятие втрое нарастило объёмы поисково-разведочного бурения и 3D-cейсморазведки по отношению к предыдущему году. Главной точкой роста стал Волостновский участок, где было открыто восемь месторождений: Новожоховское, Западно-Кулагинское, Южно-Кулагинское, Восточно-Кулагинское, Киндельское,  Ключевое, Казачинское и Гусахинское. В июне прошлого года все они были введены в пробную эксплуатацию, в работе на тот момент находилось девять эксплуатационных скважин. Одновременно продолжалась геологоразведка на Землянском участке, где по результатам поисково-оценочного бурения ранее было открыто Новоземлянское месторождение. Здешняя нефть характеризуется низким процентом обводненности. При этом, как сообщала "Роснефть", "близкая территориальная расположенность залежей… обеспечивает синергетический эффект при их освоении".

Неплохие перспективы связываются и с Северо-Покровским лицензионным участком в центральной части Оренбургской области. В 2017 г. по результатами бурения поисково-разведочной скважины здесь был получен приток безводной нефти дебитом 168 кубометров  в сутки и открыто Бахтияровское месторождение с суммарными извлекаемыми запасами 2,6 млн т. Как отмечалось, успех достигнут благодаря современным методам сейсмических и геофизических исследований. 
В прошлом году на Бахтияровском было введено шесть добывающих скважин со среднегодовым дебитом более 100 т/сут. Ранее сообщалось, что общий прирост извлекаемых запасов Северо-Покровского участка может составить 3,4 млн т. 

В прошлом году наращивались масштабы высокотехнологичной 3D-сейсморазведки. В итоге "Оренбургнефтью" было открыто 15 новых месторождений и 37 залежей на уже имеющихся. По данным предприятия, за год прирост его извлекаемых запасов по категориям С1 и С2 составил 18,1 млн т нефти и 1,6 млрд кубометров  газа. Проходка в эксплуатационном и разведочном бурении составила более 340 тыс. метров.  

Восемь новых месторождений – Михайловское, Ржевское, Соловьевское, Дедовое, Геркулесовое, Стрелецкое, Новоземлянское и Калинниковское – были открыты в рамках Волостновско-Землянского кластера. Всего в пределах кластера выявлены 24 месторождения, общий ресурсный потенциал которых к апрелю 2019 г. оценивался в 13,2 млн т нефти.

Ещё одно новое месторождение, Мамалаевское с суммарными извлекаемыми запасами более 2 млн т, расположено на Радовском лицензионном участке, приобретённом "Оренбургнефтью" в 2011 г. Поисково-разведочному бурению здесь предшествовали полевые сейсморазведочные работы 3D. В рамках освоения нового актива предполагается строительство 13  эксплуатационных скважин и трубопровода протяженностью 11 км до действующей автоматической групповой замерной установки (АГЗУ) соседнего Восточно-Капитоновского месторождения.

Успешным оказалось и поисковое бурение на Новосибирской структуре на Новобоголюбовском лицензионном участке. В рамках обустройства Новосибирского месторождения предстоит пробурить 39 эксплуатационных скважин. Для транспортировки добываемого сырья будут построены нефтегазосборные трубопроводы общей протяжённостью 7 км до существующего трубопровода "АГЗУ-1 Красного месторождения – АГЗУ-1 Смоляного месторождения". 

В середине лета 2019 г. стало известно, что по итогам поисково-разведочного бурения "Оренбургнефтью" открыто ещё восемь нефтяных месторождений: Выборгское, Казыгашевское, Корниловское, Лесное, Майское, Новокозловское, Трубецкое и Устьевое. Благодаря этому суммарный прирост извлекаемых запасов превысил 6,7 млн т нефти. Самое крупное из вновь открытых месторождений – Корниловское (одноименный лицензионный участок) с начальными извлекаемыми запасами почти 3 млн т. Притоки нефти на скважине составили 45 кубометров  в сутки. 

В перспективе на Корниловском месторождении планируется пробурить около 20 эксплуатационных скважин. Осваивать его предполагается опять-таки параллельно с созданием сопутствующих промысловых и транспортных объектов – измерительной установки, линии электропередачи, более 18 км трубопроводов для транспортировки сырья с Корниловского до соседнего Горного месторождения. Как сообщает "Роснефть", "использование единой инфраструктуры повысит экономическую эффективность проекта и создаст синергию с действующими объектами".

Полный текст читайте в №7-8 "Нефти России"