Организация морского параметрического бурения

В условиях очевидного улучшения экономической ситуации в России положительные изменения происходят и в геологоразведочной отрасли страны: стабилизировалось и, похоже, будет увеличиваться финансирование работ за счет средств федерального бюджета, определены и, в целом, соблюдаются приоритетные направления, прежде всего, Восточная Сибирь и континентальный шельф.

Вместе с тем, сложности, возникшие в связи с подготовкой запасов нефти, необходимых для строящегося нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО), свидетельствуют о том, что подготовка к организации крупномасштабной добычи в новых регионах типа Восточной Сибири и континентального шельфа, должна начинаться за 15-20 лет до начала планируемой добычи и вестись с пунктуальным соблюдением этапности и стадийности геологоразведочных работ. Следование этому нехитрому требованию обычно гарантирует успех, отступление от него – как минимум, потерю темпа в изучении и освоении нового региона.

Среди широко известных успехов отечественной геологической науки и практики особое место занимает изучение геологического строения и нефтегазоносности арктического шельфа страны. Основные объемы геологоразведочных работ здесь были выполнены в 60-е – 80-е годы прошлого столетия, и их итогом стало открытие новой крупной нефтегазоносной провинции на шельфе морей Западной Арктики - Баренцева и Карского. Это открытие было отмечено присуждением Государственной премии за 1995 год группе специалистов производственных и научных организаций во главе с академиком И.С. Грамбергом.

Успех нефтегазопоисковых работ на арктическом шельфе во многом был предопределен как раз достаточно строгим следованием в их исполнении «уставу» советских-российских геологов – Положению об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (ГРР). И прежняя его редакция, и новая, временная, введенная приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации №126 от 07.02.2001 г., в качестве обязательного элемента обеих стадий начального регионального этапа ГРР предусматривают «бурение опорных и   параметрических   скважин  на опорных профилях в различных структурно-фациальных условиях».

А в качестве основных графических документов указывают «геолого-геофизические разрезы опорных и  параметрических   скважин  с выделенными опорными и маркирующими горизонтами и с результатами испытания» (стадия прогноза нефтегазоносности) и «геолого-геофизические разрезы скважин с выделением нефтегазоперспективных и нефтегазоносных комплексов и с результатами их испытания» (стадия оценки зон нефтегазонакопления) (Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, 2001). Иными словами, региональное изучение не может считаться качественным и завершенным без выполнения минимальных объемов опорно-параметрического бурения.

Это требование жестко соблюдалось при региональном изучении осадочных бассейнов Баренцева и Карского морей, где в период с 1974 по 1990 г.г. на арктических островах было пробурено 14  параметрических   скважин, в том числе 3 - на архипелаге Шпицберген (о. Зап. Шпицберген). В 80-е годы буровые работы осуществлялись в соответствии с разработанными ПГО «Севморгеология» и «Архангельскгеология» «Программой бурения опорных и  параметрических   скважин  на островах Советской Арктики в 1981-1985 г.г.», утвержденной Министерством геологии СССР 30.11.1981 г.

А позднее -аналогичной программой на 1986-1990 г.г, которая осталась невыполненной. Бурение выполняла Арктическая нефтегазоразведочная экспедиция (АНГРЭ) треста «Ярославнефтегазразведка» (позднее ПГО «Волгокамскгеология»), а с 1984 года АНГРЭ была передана в ПГО «Архангельскгеология». При проходке скважин Нагурская и Хейса на арх. Земля Франца-Иосифа в качестве электростанции и гостиницы использовался специально переоборудованный знаменитый ледокол «Леонид Красин». 

В переводе на сегодняшние цены, примерная стоимость пробуренных скважин, по-видимому, должна оцениваться от 75 до 300 млн. руб. Важно подчеркнуть, что в свое время скважины на о. Колгуев были по своей стоимости сопоставимы (при равной глубине) со скважинами Тимано-Печорской провинции благодаря относительно невысоким (преимущественно морским) транспортным расходам.

Следует отметить, что началу реализации программы островного параметрического бурения предшествовала дискуссия в геологическом сообществе. В частности, выдающийся советский геолог-нефтяник, профессор Б.Ф. Дьяков склонялся к мысли, что бурение на арктических островах мало что даст для понимания геологии и нефтегазоносности сопредельных акваторий, ибо острова -это какие-то аномалии в строении шельфа, и об этом свидетельствует сам факт их существования (выступления на Ученом Совете ВНИГРИ и на совещаниях 70-х годов). Однако действительность достаточно убедительно опровергла эти сомнения.

В результате выполнения программы бурения были получены уникальные данные о возрасте, вещественном составе и физических свойствах вскрытых разрезов, о их нефтегазоводонасыщенности. Эти данные легли в основу представлений о геологическом строении и предпосылках нефтегазоносности западно-арктического шельфа России. В 8 пробуренных  скважинах  были получены разномасштабные притоки нефти и газа, а  параметрические   скважины  на островах Колгуев и Белый вскрыли залежи нефти и газа (месторождения Песчаноозерское, Таркское на о. Колгуев и залежь нефти на о. Белый). При этом открытие Песчаноозерского месторождения впервые доказало, что триасовый комплекс отложений является самостоятельным нефтегазоносным комплексом, перспективным на шельфе Баренцева моря, что в дальнейшем и было подтверждено открытием в нем при морском поисковом бурении Мурманского и Северо-Кильдинского газовых месторождений.

Бурение  параметрических   скважин  на архипелагах северной окраины Баренцевоморского шельфа доказало сложную блоковую структуру окраины и высокую насыщенность ее разреза мезозойскими изверженными породами. В частности, Нагурская скважина вскрыла сокращенный разрез осадочного чехла (в том числе нижне-среднетриасовые существенно глинистые отложения суммарной мощностью 1374 м), и на глубине 1904 м вошла в метаморфические породы фундамента (верхний протерозой).

Скважиной было пересечено 21 интрузивное тело микродолеритов и габбро-долеритов толщиной от 2 до 140 м. В то же время расположенные на других островах того же арх. Земля Франца-Иосифа скважины Хейса и Северная при глубине соответственно 3344 м и 3526 м не вышли из среднетриасовых отложений. Очень высокой оказалась плотность осадочных пород во всех скважинах архипелага: до 2,80 г/см3 на глубинах около 1800-1900 м в скв. Нагурская и 2,65-2,70 г/см3 на глубине около 1400 м в скв. Хейса.

Сопоставление разрезов нижне-среднетриасовых отложений в скважинах арх. Земля Франца-Иосифа и о. Колгуев показало, что в южных районах Баренцева моря они формировались преимущественно в лагунно-континентальной обстановке, а в северных - в морских условиях, что важно учитывать при прогнозировании фазового состояния углеводородов.

Параметрическая   скважина  на о. Свердруп вошла в протерозойский метаморфический фундамент на глубине 1620 м и прошла по нему 716 м, доказав, что находится в бесперспективной зоне северо-восточного замыкания Западно-Сибирского нефтегазоносного супербассейна. В скважине на о. Белый было установлено близкое сходство вскрытого разреза с разрезами скважин на полуострове Ямал и доказана нефтегазонасыщенность ряда пластов, сопоставленных с пластами ТП15-ТП23' в нижней части танопчинской свиты. Из пласта ТП23 (БЯ5), испытанного в интервале 3275-3288 м снижением уровня, был получен приток нефти дебитом 3.4 м3/сут. при среднединамическом уровне 1309 м, а из пласта ТП16 в интервале 3037-3042 м — фонтанный приток конденсатного газа с подошвенной водой с дебитом газа до 86,6 тыс.м3/сут. на диафрагме 10 мм.

В целом, сопоставимость мощностей и фаций одновозрастных толщ по данным бурения на островах и последующего бурения морских  скважин  доказала представительность разрезов  параметрических   скважин  для прилегающих участков шельфа (Бро, 1993). Кроме того, была убедительно доказана оптимальная форма организации опорно-параметрического бурения в сложных условиях арктического шельфа — подобные работы должны выполняться одной специализированной структурой, каковой являлась АНГРЭ:

Экспедицией был накоплен огромный уникальный опыт, который главный геолог АНГРЭ в 1982-1987 г.г. А.М. Армишев многие годы спустя сформулировал так: была освоена высадка на необитаемый берег, выгрузка крупнотоннажных судов как летом при открытой воде, так и зимой, в полярную ночь, с использованием катеров, плавающих транспортных средств (ПТС), платформ на воздушной подушке, с применением вертолетов МИ-6 и МИ-8; разгрузка и погрузка на припайный лед; слив топлива с танкеров с помощью затопляемых дюкеров и временных полевых трубопроводов (для прокладки последних неоднократно применялся метод десанта с вертолетов на припай, разбитый многочисленными трещинами и разводьями).

При подготовке к бурению на новом острове была разработана и освоена методика многоразовых круглогодичных рекогносцировочных работ с подключением предприятий Аэрофлота, Госгидромета, Минморфлота. Во время этих рекогносцировок изучались ледовые, климатические условия, определялись сроки и условия выгрузки судов, требования к объектам жизнеобеспечения и др.

Подобная специализированная экспедиция, как показал тот же отечественный опыт, не должна отвлекаться для выполнения работ другого назначения, о чем неоднократно говорили на различных совещаниях в 1987-1988 г.г., бывшие главные геологи АНГРЭ А. М. Армишев и В. М. Десятков. Действительно, как только после открытия Песчаноозерского газонефтяного месторождения (1982 г.) ПГО «Архангельскгеология» переориентировало экспедицию (80-90% годовых объемов работ) на поисково-разведочные работы на о. Колгуев,  параметрическое  бурение за пределами о. Колгуев резко сократилось - была пробурена лишь одна  скважина  на о. Белый (1983-1984 г.г.).

Начавшийся развал СССР привел к полному свертыванию программы параметрического бурения на арктическом шельфе страны. В результате относительно изученными этим видом бурения оказались Баренцево (с Печорским) море и южная часть Карского моря, где в последующем и был открыт ряд месторождений нефти и газа, в том числе уникальные по запасам газоконденсатные месторождения Штокмановское, Русановское и Ленинградское и крупные нефтяные месторождения Приразломное, Долгинское и др.

К сожалению, совершенно не затронутыми опорно-параметрическим бурением остались северная часть Карского моря и весь восточно-арктический шельф (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское), где сеть сейсмических профилей редка или почти отсутствует, а общий уровень геолого-геофизической изученности весьма невысок.

Между тем упоминавшимися программами бурения на островах Советской Арктики в 1981-1985 г.г. и 1986-1990 г.г. намечалось бурение трех опорных скважин на островах Уединения (глубиной 3200 м), Бол. Бегичев (4000 м), в дельте р. Лены (4000 м), а в дальнейшем - на о. Врангеля. В целях выбора оптимальной точки заложения скважин АНГРЭ в 80-е годы провела рекогносцировки на о. Уединения, Пионер, Бол. Бегичев, Визе и др.

В рекомендациях экспертной комиссии секции морских геологоразведочных работ НТС Мингео СССР (г. Мурманск, 23-24 ноября 1988 г.) специально было отмечено, что скважина на о. Уединения, планируемая для изучения палеозойского разреза Северо-Карской синеклизы и опорная скважина в восточной части дельты р. Лена, намечаемая для изучения разреза потенциально нефтегазоносного мезозойско-кайнозойского комплекса Усть-Ленского рифтогенного прогиба, являются первоочередными.

К сожалению, эти славные и, без преувеличения, героические страницы отечественной геологии стали уже историей. В недавней экономической ситуации на повторение прошлого рассчитывать не приходилось. За последнее десятилетие была пробурена лишь одна - Паханческая -  параметрическая   скважина  в Печорском море. Тем не менее, задачи полноценного геологического изучения и освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа России остаются весьма актуальными.

Более того, согласно Энергетической стратегии России до 2020 г. и направленным на ее реализацию ведомственными программами изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа МПР и Министерства промышленности и энергетики РФ, шельфовым месторождениям к 2020 г. предстоит обеспечить до 1/4 общероссийской годовой добычи нефти и до 1/3 – добычи газа с перспективой дальнейшего роста добычи. В рамках перечня мероприятий, направленных на достижение этих целей, Федеральным агентством по недропользованию разработана Программа регионального геологического изучения нефтегазоносности и недропользования на континентальном шельфе Российской Федерации до 2020 г.

Программа предусматривает выполнение регионального геологического изучения континентального шельфа за счет средств федерального бюджета и организацию последовательного вовлечения наиболее изученных и перспективных участков недр шельфа в лицензионный процесс для их геологического доизучения, опоискования и разработки открытых месторождений за счет средств недропользователя.

В соответствии с Программой, стратегическими регионами геологоразведочных работ на нефть и газ до 2010 г. являются акватории Баренцева, Карского и Охотского морей, береговые зоны которых рассматриваются как плацдармы развития будущих прибрежно-морских центров нефтегазодобычи. На последующий период 2011-2020 г.г. основные объемы региональных работ переносятся в труднодоступные восточные регионы Арктики, где процесс лицензирования недр в значимых масштабах будет происходить уже после 2020 г.

Планируемый суммарный объем региональных ГРР до 2010 г. составляет 59,5 тыс. пог. км комплексных геолого-геофизических исследований, а на 2011-2020 г.г. - 71,5 тыс.пог.км геолого-геофизических исследований и 32 тыс. пог. м опорно-параметрического бурения. Как минимум, на порядок более значительные объемы геолого-геофизических съемок (без нарушения целостности недр) будут отработаны в 2007-2020 г.г. за счет средств недропользователей.

Изученные за счет госбюджетных средств участки шельфа в соответствии с Программой передаются недропользователям для дальнейшего изучения, поисково-разведочных работ и разработки открытых месторождений. Разработан план лицензионных аукционов на 2006-2010 г.г., включающий 20 перспективных блоков, распределенных по 6 тендерам, в Баренцевом и Печорском морях, и 12 блоков - в Охотском море на шельфе Сахалина и Магаданском шельфе.

Учитывая, что даже в наиболее изученном из арктических морей – Баренцевом – бурение произведено менее чем в половине выделяемых при нефтегазогеологическом районировании областей, очевидно, что без проведения параметрического бурения поставленные грандиозные задачи не решить. Как же организовать это бурение в современных условиях, когда в России в большинстве районов континентального шельфа отсутствуют необходимые для морского бурения самоподъемные и полупогружные буровые установки?

Начать, по-видимому, следует с возрождения программы островного (прибрежного) бурения с использованием отечественного наземного оборудования. Обязательно должны быть пробурены скважины на о.Визе и в восточной части дельты р. Лены, причем первой, учитывая возможности дальнейшего освоения региона, должна стать скважина в дельте р. Лены. В качестве прообраза предприятия-оператора может быть использована вышеупомянутая АНГРЭ, а ее богатый опыт будет, безусловно, полезен преемнику. Оператор может быть целиком государственным либо с блокирующим пакетом акций у государства. По мере приобретения (покупки/ аренды зарубежных или, верим, строительства отечественных) плавучих буровых установок необходимо приступить к организации морского параметрического бурения.

По имеющимся данным, стоимость одиночной морской скважины может составлять 80-100 млн. долларов США (аренда полупогружной буровой установки в 2006-2007 г.г. оценивалась до 450 тыс. долларов в сутки). В этих условиях наиболее реальным путем организации морского параметрического бурения представляется создание под контролем государства консорциумов потенциальных, включая, возможно, зарубежных, недропользователей, берущих на себя 85-90% общих расходов. 10-15% проекта финансирует государство в лице Федерального агенства по недропользованию и МПР РФ.

Опыт организации подобных консорциумов уже давно наработан в США. Так, более 20 лет назад, при бурении стратиграфической (аналог наших  параметрических )  скважины  С0SТ-1 глубиной 16400 футов в американском секторе шельфа Берингова моря (бассейн Наварин) при глубине воды 432 фута объединили свои усилия 18 нефтяных компаний, включая крупнейшие американские и транснациональные, в том числе ЭКСОН, Мобил, Шелл и др. которые разделили между собой все расходы.

Компания-оператор, в соответствии с действующим законодательством о внешнем континентальном шельфе (ОСS), предоставила одновременно всем участникам консорциума, как и контролирующему федеральному органу - Мinеrаls Маnаgеment Servise (ММS) -все данные каротажа, образцы керна, результаты их анализов, всю техническую информацию. В связи с отрицательными результатами бурения все эти материалы были опубликованы ММS в 1984 году (Geological and Operational Summary. Navarin Basin COST No 1 WELL. Bering Sea, Alaska. OCS Report MMS 84-0031, August 1984) и стали, таким образом, общественным достоянием.

Представляется, что подобный подход заслуживает, по крайней мере, заинтересованного обсуждения. Ведь речь идет не об изменении алгоритма самого геологоразведочного процесса, а лишь об изыскании новых форм его организации, его экономического обеспечения. Скорейшее возобновление  параметрического  бурения особенно актуально в связи с существующим крайне низким уровнем геолого-геофизической изученности восточно-арктического шельфа России, где до сих пор не пробурено ни одной глубокой  скважины.

Однако, наши предложения до сих пор ни разу серьезно не обсуждались, и дело при подобном отношении «верхов» пока стоит на месте. В этих условиях инициативу проявляют «низы». ОАО «Мурманское морское пароходство», имеющее в доверительном управлении атомный лихтеровоз «Севморпуть», предложило переоборудовать его в буровое судно.

По предварительным расчетам, стоимость работ по переоборудованию «Севморпути» в буровое судно с использованием мощностей предприятий в Северодвинске (расчеты выполнены ФГУП «ЦНИИ им. акад. А.Н.Крылова» и ЦКБ «Балтсудопроект») составит около 4 млрд. руб., срок переоборудования – до 15 месяцев («Вечерний Мурманск», 15 июня 2007 г.). Предложение мурманских моряков заслуживает самой серьезной поддержки и продвижения. Время не ждет!

О.И. Супруненко, К.Г. Вискунова, В.В. Суслова