Проблемой извлечения низконапорного газа из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, российские ученые занимаются уже не одно десятилетие. Ещё в 80-е годы первооткрыватель Западно-Сибирской нефти Фарман Салманов впервые обнаружил, что на гигантских газовых месторождениях сеноманского продуктивного комплекса находится газовая залежь, с более низким коэффициентом газонасыщенности. Из-за отсутствия технологии добычи низконапорного газа, содержащегося в недонасыщенной залежи, разработкой данного объекта не занимались.

«Если в советское время было позволительно разрабатывать только предельнонасыщенную газовую залежь, то сейчас, на поздних стадиях разработки месторождений, это непозволительная роскошь, — комментирует участник проекта «Арктика», заведующий кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин Юрий Ваганов. – Например, первый проект эксплуатации Ямбургского месторождения, которое относится к разряду гигантских, был выполнен ещё в 1983 году. Учитывая, что месторождение эксплуатируется более 30 лет, благодаря разрабатываемой нами технологии его можно эксплуатировать ещё столько же лет».

Уникальность разработки тюменских ученых заключается в том, что они объединили две технологии в одну: водоизоляции и интенсификации, и при внедрении получили положительный результат. Содержание воды в продукции снизилось на 40 процентов, что является значительным показателем, в то же время дебит газа увеличился. Подобные виды работ в России ещё никто не проводил.

«Сеноман на Ямбургском месторождении считается суперколлектором, который характеризуется высокой проницаемостью, увеличивающейся нестандартно, не снизу вверх, а сверху вниз, что накладывает дополнительные сложности при проведении работ с низким пластовым давлением. Толщина эффективного газонасыщенного пласта — более ста метров. Кроме того, это рыхлый слабоцементированный коллектор, и стандартных способов интенсификации гидроразрывов пласта и бурения боковых стволов в нём не проводится. Таким образом, в рамках проекта мы взялись за давно известную проблему, за которую никто не хотел браться», — комментирует Юрий Ваганов.

В настоящее время участники Арктического проекта продвинулись очень далеко. Определили толщину слабогазонасыщенной зоны продуктивного пласта, с которой можно работать. Обрисовали четкие границы залежи, нашли математическое обоснование, благодаря которому можно спрогнозировать способы эксплуатации и режимы разработки. Построили геологическую модель и сделали экономическое обоснование, подтверждая гипотезу Салманова. Провели лабораторные исследования технологии, позволяющей интенсифицировать добычу низконапорного газа сеноманского продуктивного комплекса. В 2018 году уникальная технология будет внедрена на месторождениях предприятий-партнеров вуза.

«Самое главное, наша технология даст вторую жизнь тем месторождениям, которые находятся на завершающей стадии. Около 45 % всех разведанных запасов газа страны заключено в сеноманском продуктивном комплексе Западной Сибири, внедряя технологию на одном месторождении, мы сможем транслировать её на все месторождения данного комплекса. А давая вторую жизнь месторождению, мы продлеваем жизнь северных городов и посёлков», — резюмировал Юрий Ваганов.