Тризы трудноизвлекаемые запасы. Фундаментальные исследования

(АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана)

Впервые термин «трудноизвлекаемые запасы» (ТрИЗ) появился в конце 70-х годов, за прошедший период накоплен достаточно большой опыт в изучении проблемы. Сложились представления о ТрИЗ, которые содержатся в залежах или частях залежей, характеризующихся неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти, аномальными физическими её свойствами, сформулированы количественные критерии отнесения запасов к этой категории.

Безусловно одним из наиболее эффективных показателей «трудноизвлекаемости» запасов является проницаемость коллекторов. В целях стимулирования освоения залежей с ТрИЗ в 2012 году Распоряжением Правительства РФ №700-р от 03.05.2012 г. было принято предложение Минэнерго по классификации проектов разработки участков недр, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти, по критериям проницаемости коллекторов или вязкости нефти в следующие четыре категории:

В целях стимулирования освоения залежей ТрИЗ Распоряжением Правительства предусматривается введение дифференцированной шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Льгота для самых сложных проектов планируется в течение 10 лет, она подразумевает НДПИ в размере от 0 до 10% от стандартной ставки. Для средней категории сложности льгота составит 10-30% на 7 лет, для более лёгких – от 30-50% на 5 лет.

Для оценки возможных последствий классифицирования проектов по указанным критериям автономным учреждением «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» был выполнен анализ соответствия вышеприведённых критериев параметрам залежей углеводородов, содержащихся в Государственном балансе по нефти месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Выявленные в балансе залежи ТрИЗ были дифференцированы по признакам лицензирования – распределённый/нераспределённый (РФН/НФН) фонд недр ХМАО, а также по литолого-фациальному и стратиграфическому признаку (группы пластов). После идентификации залежей ТрИЗ по ним была выполнена экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ.

Залежи сверхвязкой нефти на территории ХМАО-Югры поисково-разведочными работами не обнаружены, под утверждённые критерии проницаемости коллекторов в балансе запасов подпадает 386 залежей 96 месторождений с суммарными начальными геологическими (НГЗ)/извлекаемыми (НИЗ) запасами 6517/1771 млн т, 78% которых находится в РФН округа. Качество запасов достаточно высокое – доля промышленных категорий составляет 44/51%.

Наибольшая часть трудноизвлекаемых запасов нефти (74%) оказалась сосредоточенной в первой и третьей категориях ТрИЗ РФН ХМАО (рис.1), на долю которых приходится 97% накопленной добычи нефти по всем залежам ТрИЗ, степень выработки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составляет 15%.

Доля запасов промышленных категорий (АВС1) в первой и третьей категориях ТрИЗ достаточно высока – 67%, во второй категории составляет 30%.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по залежам ТрИЗ, вне зависимости от их расположения на участках недр (РНФ, НФН), составляет от 0.050 до 0.490 при среднем значении 0.272, разница в КИН запасов промышленных/непромышленных категорий незначительна – 0.293/0.237.

На долю залежей с трудноизвлекаемыми запасами приходится 1.4% накопленной с начала разработки добычи нефти по ХМАО-Югре. Степень выработки запасов по залежам РФН в категориях ТрИЗ примерно одинакова, варьирует в диапазоне 11-20% и составляет, в среднем, 12%, добыча нефти из залежей НФН практически не велась.

По литолого-фациальному и стратиграфическому признаку залежи ТрИЗ дифференцированы по девяти группам пластов, около половины суммарных трудноизвлекаемых запасов категорий АВС 1 +С 2 сосредоточено в группе пластов АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 (48.5%), 22.6% и 15% – в отложениях баженовской и тюменской свит (рис.2).

Залежи характеризуются достаточно высокой долей запасов промышленных категорий — 59-84% (кроме пластов АВ 1 , АК 1 , Ю 1 и Ю 2-9) и значениями КИН – 0.210-0.350 (кроме пласта АК 1 фроловской свиты).

Рис.2. Дифференциация трудноизвлекаемых запасов нефти АВС 1 +С 2 по группам пластов залежей ТрИЗ месторождений ХМАО-Югры

Результат дифференциации залежей ТрИЗ по пластам не совсем привычен с позиции традиционного распределения объектов ХМАО по их сложности – АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 никогда не входили в число «трудных», что подтверж дается достаточно высокими значениями КИН залежей (0.327), утверждённых ГКЗ Роснедра при Госэкспертизе запасов.

Рис.3. Распределение степени выработки извлекаемых запасов нефти АВС 1 залежей ТрИЗ по пластам

Результаты оценки по доюрскому комплексу (Красноленинское месторождение, Шаимский НГР) неожиданные, поскольку эти залежи являются для Западной Сибири сложным по строению объектом с коллекторами порово-трещинно-кавернозного типа. В этой оценке, скорее всего, проблема с достоверностью подсчёта запасов углеводородов объекта и определения подсчётных параметров коллекторов, включая проницаемость, а также в корректности распределения добываемой нефти единого по гидродинамике резервуара залежи между его терригенной частью и доюрскими отложениями.

Экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ в зависимости от категории проектов была выполнена в соответствии с прогнозом добычи по вовлечённым и невовлечённым запасам РФН ХМАО-Югры. В расчётах были заложены текущие экономические условия по мировой и внутренней цене нефти, курсе доллара и доле экспорта. Исключение составили текущие затраты на добычу, принятые по осреднённым данным компаний, равными 5.3 тыс. руб./т, как средние фактические затраты на добычу нефти из пласта Ю0 баженовской свиты (объект с трудноизвлекаемыми запасами). Этот показатель более чем в два раза превышает среднюю величину затрат на добычу нефти по автономному округу.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти в рамках действующей налоговой системы, в первую очередь, при существующем порядке расчёта ставки НДПИ, по всем категориям оказалась неэффективной.

В результате принятия льгот по проектам всех категорий чистая прибыль недропользователей становится положительной на период введения льготы, суммарная величина может изменяться от 1.30 млрд руб. до 220.14 млрд руб., значение которой остаётся отрицательным для первой категории и положительной для второй и третьей.

Сопоставление выпадающих доходов бюджета и дополнительных налоговых поступлений свидетельствует о том, что окупаемость расходов государства, выраженных льготой по НДПИ, колеблется от 12 до 19 лет для первой и второй категорий проектов, для третьей – расходы государства не окупаются.

Накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета принимает положительное значение только для первой категории проектов в 2029 году при установлении минимального размера льготы и к 2030 году может составить 4.94 млрд руб. (рис.4). Для второй и третьей категорий проектов в течение всего срока прогнозирования накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета не принимает положительного значения.

В целом вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ от 479.08 млрд руб. до 562.55 млрд руб. Бюджет автономного округа при этом дополнительно получит от 33.78 млрд руб. до 41.71 млрд руб. в части налога на прибыль. Итоговое изменение доходов государства в результате применения льготы в целом по категориям может составить от -186.78 млрд руб. до -115.07 млрд руб. (рис.5).

При изменении макроэкономических условий, в частности, при увеличении мировой цены на нефть, условные затраты государства (льготы) увеличиваются (рис.6). В случае установления минимального размера льготы дополнительные поступления налогов и платежей в консолидированный бюджет покрывают величину льготы при снижении цены на 30%, а при максимальном размере льготы – при 40%.

Экономические расчёты показали следующее:

Разработка залежей ТрИЗ при введении дифференцированной шкалы экономически эффективна лишь на период действия льготы. Таким образом, целесообразно рассмотрение вариантов увеличения льготного периода или установление нулевой ставки НДПИ на этот же период, что, однако, может оказать негативное воздействие на федеральный бюджет, поскольку доходов от дополнительной добычи может оказаться недостаточно для покрытия убытков государства.

Проведённая оценка экономических результатов на основе прогноза добычи нефти по вовлечённым и невовлечённым запасам ХМАО-Югры показала, что их разработка становится эффективной для недропользователей по проектам второй и третьей категории, по проектам первой категории суммарная чистая прибыль сохраняет отрицательное значение.

Вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ, однако при обеспечении стимулирующей функции нововведений, которая может проявиться в увеличении добычи трудноизвлекаемой нефти (вовлечении новых залежей), доходы от дополнительной добычи углеводородов покроют величину выпадающего налога по проектам первой и второй категорий.

С увеличением налогооблагаемой прибыли недропользователей при льготировании НДПИ будет происходить пополнение доходной части бюджета Ханты-Мансийского автономного округа-Югры региона за счёт роста налога на прибыль организаций.

Сроки окупаемости условных затрат государства (льгот) будут напрямую зависеть от масштабности вовлечения новых участков и получения дополнительной добычи.

Что касается утверждённых Распоряжением Правительства РФ критериев дифференциации месторождений по «трудноизвлекаемости», необходимо отметить сомнения в части их эффективности, которые возникли в результате вышеприведённого анализа материалов залежей ТрИЗ.

Первое. Выделение залежей ТрИЗ только по значению проницаемости является необходимым, но недостаточным. Судя по опыту предыдущих исследований этой проблемы, характеристика сложности залежей углеводородов должна быть более всесторонней.

Определённые Распоряжением Правительства РФ диапазоны проницаемости в категориях ТрИЗ слишком незначительны и сопоставимы с погрешностью оценки этого параметра по керну (рис.7), которая значительно зависит от методики и технологии измерений, применяемых установок, наличия сертификации, поверок оборудования и прочих условий.

В силу значительной погрешности определения проницаемости дифференциация залежей ТрИЗ на категории в значительной степени условна, что подтверждается нелогичными результатами их идентификации по пластам и оценки экономической эффективности для недропользователей.

Следствием применения критериев Минэнерго являются неоднозначные результаты выделения залежей ТрИЗ в данных Госбаланса по месторождениям ХМАО-Югры:

Выделенные по критериям залежи ТрИЗ характеризуются значительной долей запасов промышленных категорий и достаточно высокими значениями коэффициентов извлечения нефти, достигающими по некоторым из них величин 0.300-0.488;

В группе пластов с высокими КИН, в которую входят почти все объекты, за исключением АВ 1 , АК 1 и ДЮК, содержится 46% суммарных начальных извлекаемых запасов промышленных категорий АВС 1 .

Разработка залежей с такими значениями КИН не должна быть проблемной и сопровождаться дополнительными экономическими стимулами.

Одной из причин неоднозначных результатов, полученных при выделении залежей ТрИЗ, является невысокая достоверность содержащихся в Госбалансе данных по проницаемости коллекторов. Значения проницаемости коллекторов заносятся в Госбаланс (форма 6-гр) компаниями по итогам Госэкспертизы в ГКЗ Роснедра результатов подсчётов и пересчётов запасов нефти месторождений. Поскольку значения проницаемости коллекторов подсчётным параметром не являются, уровень его геологической экспертной оценки невысок, не уделяется должного внимания и при занесении этого параметра в данные Госбаланса.

В результате сложившейся процедуры экспертной оценки параметров и запасов в данных Госбаланса по ХМАО-Югре оказались 1274 залежи, по которым характеристика коллекторов по проницаемости отсутствует, 90% этих залежей находится в распределённом фонде недр округа. Суммарные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти этих залежей сопоставимы со всеми категориями ТрИЗ, в которых значения проницаемости определены, и составляют 6283/1766 млн т. На эту группу приходится 3.2% добытой по округу с начала разработки нефти, степень выработки запасов составляет в среднем по всем залежам 35%.

До введения налоговых льгот необходимо как минимум выполнить проверку и корректировку в данных Госбаланса тех параметров (в данном случае проницаемости), на которых основывается экономическое стимулирование освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в ХМАО-Югре.

Второе. Очевидна недостаточность одного параметра, с помощью которого предлагается выделять залежи ТрИЗ, в связи с чем необходимо вспомнить, что наиболее всеобъемлющая характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти была дана в разработанной Халимовым Э. М. и Лисовским Н. Н. «Классификации …», утверждённой ЦКР в 2005 году.

Все геологические и технологические критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым в этой «Классификации …» объединены в пять групп по геологическим (аномальные свойства нефтей и газов, низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов, латеральная и вертикальная неоднородность пластов, свойства различных типов контактных зон), технологическим (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Для повышения достоверности идентификации залежей ТрИЗ необходима постановка на федеральном уровне научноисследовательских работ с выработкой методики комплексного учёта всех факторов, осложняющих промышленную разработку этих залежей, а также обоснование необходимых изменений в нормативно-правовые акты недропользования с целью стимулирования освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

1.1 Характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти

Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (далее ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых. «…К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

То есть, запасы, можно назвать извлекаемыми, в том числе и трудно, только тогда, когда они могут экономически эффективно извлекаться в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр (ОН) и окружающей среды(ОС). Трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами.

В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.

Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.

Под «трудноизвлекаемыми» запасами понимаются месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. ТИН могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам: - аномальности свойств нефтей и газов (вязкость);

Неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов);

Типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка);

Технологическим причинам (выработанность);

Горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости; - основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);

Для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков;

Нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.

Баженовская свита сложена карбонатно-глинисто- керогенкремнистыми породами. Толщина кремнистых и карбонатных прослоев не превышает 2-3 м. Они не имеют широкого площадного распространения даже в пределах локальных структур, в связи с этим они не могут рассматриваться как объекты разработки. В этом состоит отличие баженовской свиты от широко известной формации Бакен (крупнейшее месторождение «сланцевой» нефти в США).

1.2 Мировые ресурсы нефти из трудноизвлекаемых запасов нефти

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года указаны следующие параметры развития нефтяной отрасли: добыча нефти в 2030 году в объеме 530 млн т и достижение коэффициента извлечения нефти (далее КИН) 0,35–0,37.

В настоящее время средний КИН составляет:

0,38–0,45 для активных запасов;

0,10–0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25 %;

0,05–0,25 для высоковязких нефтей.

Добыча нефти в России по итогам 2016 г. выросла до максимальных показателей с 1990 г. и составила 547,5 млн т нефти. При этом абсолютный максимум добычи на территории РСФСР был достигнут в 1988 г. и составил около 570 млн т.

В настоящее время доля России в мировой добыче нефти составляет 12,5 %. Западная Сибирь с ее Ханты-Мансийским и Ямало-Ненецким округами остается центральными районами добычи в России. Она стоит в одном ряду с такими крупнейшими нефтегазовыми бассейнами, как Персидский и Мексиканский заливы, Сахара и Аляска.

В Дальневосточном федеральном округе прирост запасов нефти происходит в основном в Республике Саха (Якутия) .

По итогам 2016 г. прирост запасов в УФО составил около 231 млн т (+29 млн т относительно предыдущего года), Приволжском – 159 млн т (-33 млн т), Сибирском – 68 25 млн т (-14 млн т). В результате самое значительное сокращение прироста запасов произошло по ПФО.

Дефиниции трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТрИЗ) в нормативной правовой базе нет. Однако необходимо отметить, существующая нефтегазовая терминология, четко отделяет запасы от ресурсов и геологические запасы от извлекаемых.

На данный момент не только в России, но и в мире целом складывается следующая ситуация по запасам ТИН.

В настоящее время в условиях ухудшения сырьевой базы традиционных источников углеводородов в России баженовская свита является основным нетрадициооным источников углеводородов в России на долгосрочную перспективу.

Согласно оценке ИНГГ СО РАН в этих отложениях сосредоточено 150-500 млрд т геологических ресурсов нефти, в том числе в «высокоемких» коллекторах – 120-400 млрд т. Принимая коэффициент извлечения нефти 0,15, можно предварительно оценить извлекаемые ресурсы нефти баженовской свиты в районе 10-60 млрд т.

Карта перспектив нефтегазоносности баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции приведена в приложении

Нетрадиционность баженовской свиты заключается в следующем:

Вся толщина баженовской свиты является нефтематеринской и содержит нефть и твёрдое органическое вещество;

Отсутствует понятие «залежь» с её атрибутами – водонефтяной контакт, внешним внутренним контуром, переходной зоной, зоной предельного нефтенасыщения и т.п.;

Отсутствует понятие коллектор/неколлектор с точки зрения граничных значений пористости и проницаемости;

Основное влияние на содержание углеводородов и качество запасов оказывает степень катагенеза твердого органического вещества (керогена);

Для прогноза продуктивных и перспективных зон необходима выработка комплекса специфичных геологических критериев и признаков; - нетрадиционность пород баженовской свиты требует изучения не только петрофизических, но и геохимических характеристик пород.

Нефтематеринские породы, слагающие основную матрицу баженовской свиты, могут быть как непроницаемы, так и являться коллектором. Именно с этим коллектором связывают основные перспективы добычи нефти из баженовской свиты и её стратиграфического эквивалента нижнетутлеймской подсвиты.

Большинство из месторождений начали разрабатываться еще в советское время. С 2010 года по 2016 год добыча нефти в Западной Сибири (без учета льготируемого по НДПИ ЯНАО), снизилась с примерно 307,5 млн тонн до примерно 285,5 млн тонн в год (только по ХМАО добыча сократилась на 27 млн тонн, то есть на 10%). Добыча нефти в Северо-Западном федеральном округе составляет 33,7 млн т (около 6 % общероссийского показателя) (рис. 1).

Рисунок 1 - Прирост добычи нефти в Северо-Западном федеральном округе

Основой сырьевой базы в регионе является Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. В рамках провинции располагаются административные границы двух субъектов: Республики Коми и Ненецкого автономного округа.

Помимо Тимано-Печорской провинции, добыча нефти также осуществляется в Калининградской области, включая шельф.

Развитие нефтедобычи в Республике Коми идет с 1920-х гг. Пик добычи нефти приходится на середину 1980-х гг., когда добывалось более 19 млн т нефти в год, однако в течение 10 лет добыча сократилась до 7 млн т.

С середины 1990-х гг. по настоящее время происходит восстановление добычи нефти, что связано с интенсификацией добычи тяжелых и высоковязких нефтей. Широкомасштабная добыча нефти в Ненецком АО ведется с середины 1990-х гг. Пик добычи нефти в регионе пришелся на 2009-2010 гг. (более 18,8 млн т), после чего она несколько снизилась. Это связано с пересмотром прогноза развития ряда крупных базовых месторождений региона.

По итогам 2016 г. добыча нефти в Республике Коми составила 15,1 млн т. Добыча нефти в Ненецком автономном округе составляет 17,9 млн т. Суммарная добыча нефти в Тимано-Печорской провинции составила 33 млн т, что на 1,6 млн т выше уровня предыдущего года. В Калининградской области, включая месторождения на шельфе, добыто 0,7 млн т нефти. Условия работы нефтяных компаний ухудшаются по причинам, обусловленным геологическими характеристиками месторождений и производственными параметрами, такими как рост обводненности и истощенности месторождений .

Как следствие снижается дебит на действующих месторождениях (с 69 баррелей в сутки в 2012 году до примерно 64,8 баррелей в сутки в 2016 году). Для поддержания добычи приходится бурить на много больше и глубже: средняя глубина выросла на 162 м с 2012 по 2016 г. (с 2810 до 2972 м), а общая проходка за 5 лет выросла на 22% (с 21187 до 25786 тыс. м). При этом также растет количество ГТМ, необходимых для обеспечения экономически обоснованных дебитов – количество ГРП выросло в 1,4 раз за 5 лет.

Рисунок 2 – Изменение объемов нефтедобычи 2011-2016 гг. крупнейшими добывающими компаниями, млн. тонн

Рисунок 3 – Вклад крупнейших компаний в нефтедобычу в 2016 году, в %

При этом КИН в России составляет в среднем около 27-28%, при среднесрочном потенциале в 32%-35% и выше. Но потенциал может быть достигнут только в случае применения более совершенных технологий, в том числе применение третичных методов нефтеотдачи пластов, для этого необходим экономический стимул. Однако представленная динамика, по мнению специалистов, может быть сохранена в случае активного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, так как доля добычи на новых месторождениях Восточной Сибири незначительна (21%) , а добыча на месторождениях Западной Сибири будет падать на 3–4% в год, а также за счет увеличения прироста запасов.

Прирост запасов нефти в 2016 г. составил 575 млн. т, что на 21,2 % ниже уровня 2015 г. (730 млн т) и превысил текущий уровень добычи нефти по стране на 41 млн т, или на 7,7 % (рис. 4).

Рисунок 4 - Прирост запасов нефти в России

На протяжении последних 25 лет объём прироста запасов нефти имел неустойчивую динамику. В период с 1991 г. по 2004 г. наблюдалось в основном сокращение объёма прироста запасов нефти, а с 2005 г. Начался устойчивый рост.

В то же время уровень прироста запасов нефти, который бы обеспечивал расширенное воспроизводство сырьевой базы, т.е. превышал текущую добычу, был достигнут только в 2008 г. До этого на протяжении 14 лет происходило так называемое «проедание» запасов, т. е. объём разведанных и подготовленных к промышленной эксплуатации запасов нефти не компенсировал уровень текущего их изъятия из недр.

В последние годы меняется характер воспроизводства сырьевой базы нефти. В зрелых нефтегазоносных провинциях вновь открываемые месторождения и структуры представлены мелкими и мельчайшими по запасам нефти объектами, которые и дают в последние десятилетия основной прирост запасов в России. Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти и газа.

Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми .

В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов страны. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется относительно невысокими темпами воспроизводства жидких углеводородов. Перспективные извлекаемые запасы этого полезного ископаемого Российской Федерации на 1.01.2017 г. составляли 18340,1 млн. тонн.

Примером комплексного анализа свойств трудноизвлекаемой нефти может служить изучение закономерности пространственных и количественных изменений свойств вязкой нефти. Исследования свойств ВН проводились для нефтеносных территории мира. Из рисунке на котором приведены результаты геозонирования нефтегазоносной территории, видно, что бассейны с вязкой нефтью распространены повсеместно нефтегазоносных бассейнов содержат ВН, что составляет более 1/5 части от общего числа бассейнов мира. Больше всего бассейнов с ВН находится на территории Евразии.

Анализ информации из базы данных показал, что большинство ресурсов вязкой нефти сосредоточено между тремя континентами – Северная Америка, Южная Америка и Евразия. Так, основные запасы ВН (более 82 %) размещаются в ЗападноКанадском (Канада) и Оринокском бассейнах (Венесуэла). Россия обладает большими ресурсами вязкой нефти, где их общая доля составляет более 11 % общемировых ресурсов. Для этих территорий установлены далее пространственные закономерности размещения.

Рисунок – 5. Размещение нефтегазоносных бассейнов с вязкой нефтью на территории континентов с указанием доли их ресурсов от мировых

Здесь в качестве среднебассейнового значения вязкости использовано среднеарифметическое значение, а для нефтегазоносных бассейнов с менее чем десятью образцами ВН использовано медианное значение. Сверхвязкой является нефть Западно-Канадского (месторождение Атабаска), Санта-Мария, Лос-Анджелес, Грейт-Валли бассейнов в Северной Америке, Маракаибского и Оринокского НГБ в Южной Америке, Тимано-Печорского в Евразии и бассейнов Гвинейского залива и Сахаро-Ливийского в Африке. На территории Евразии самой вязкой является нефть Тимано-Печорского и Прикаспийского бассейнов.

Как видно ВН континентов отличается плотностью в Евразии вязкая нефть относится к подклассу «нефть с повышенной плотностью», в Южной Америке – к подклассу «сверхтяжелая», а в Северной Америке – «битуминозная». По вязкости евразийская вязкая нефть является высоковязкой, а в Америке – сверхвязкой. По содержанию серы ВН является в среднем сернистой (1¸3 %) в Евразии и Южной Америки, асфальтеновой (3¸10 %) в Евразии и высокоасфальтеновой (> 10 %) в Америке, высокосмолистой (> 10 %). Показано, что на территории Евразии вязкая нефть залегает в пластах с более высокими пластовыми температурой и давлением по среднему значению, чем в Америке.

В то же время, для вязкой нефти Евразии характерно более глубокое ее залегание – большинство ВН залегает на глубинах до 2000 м, большинство вязкой нефти Южной Америки залегают всего до 500 м, в Северной Америке глубина залегания еще меньше – до 400 м. Показано, что физико-химические характеристики ВН изменяются в зависимости от географического местоположения – менее тяжелой и вязкой, с меньшим содержанием в нефти серы, смол и асфальтенов является ВН Евразии. Таким образом установлено, что для нефтеносных территорий континентов подтверждается ранее выявленная закономерность – чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. Аналогичная зависимость изменения свойств ВН выявлена при изменении значений пластовых температур и давлений – чем выше температура и давление в пласте, тем плотность, вязкость, содержание серы, смол и асфальтенов в ВН меньше.

Таким образом, необходимость изыскания новых путей поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в связи с ростом нефтепотребления и увеличения запасов трудноизвлекаемой нефти определяет актуальность изучения физико-химических свойств и состава нефти. Для выполнения указанных исследований разработана и развивается базы данных по химии нефти, с использованием которой в течение ряда лет проводится комплексный анализ свойств трудноизвлекаемой нефти в зависимости от их географического положения, глубины залегания, возраста пород. С помощью комплексного анализа вязкой нефти выявлены пространственные закономерности ее распределения. Так, количество нефтегазоносных бассейнов, на территории которых есть вязкая нефть, значительно и составляет примерно 1/5 общего количества бассейнов в БД. Расположены эти бассейны на нефтегазоносных территориях Евразии, Африки и Америки, однако на территории Евразии они составляют большинство. Более 82 % запасов вязкой нефти сосредоточено на территориях Северной и Южной Америки. Показано, что для нефтеносных территорий разных масштабов (континент – страна нефтегазоносный бассейн) подтверждаются выявленные закономерности – чем ниже глубина залегания и чем выше температура и давление в пласте, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. На примере изменения свойств российской ВН показана обратная зависимость для концентрации парафинов в ВН – чем ниже залежь и выше температура и давление в пласте, тем содержание парафинов увеличивается, как это видно для западно-сибирской нефти. Выявленные закономерности пространственных изменений физико-химических свойств вязкой нефти могут быть использованы с целью повышения прогнозов физикохимических свойств нефти вновь открываемых месторождений на новых территориях, в совершенствовании геохимических методов поиска месторождений и при решении других задач нефтяной геологии, в частности, при определении оптимальных схем и условий транспортировки нефти.

1.3 Ресурсная база трудноизвлекаемых запасов нефти ПАО «Газпром»

Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) играют все возрастающую роль в работе нефтегазовых компаний. В общем случае под ними подразумеваются запасы традиционных коллекторов, которые имеют невысокую экономическую эффективность при разработке с существующим уровнем технологий, освоенности и доступности разрабатываемых территорий. В НТЦ была разработана собственная классификация ТрИЗ с учетом осложняющих добычу геолого-технологических факторов.

Согласно этой классификации, около половины текущих запасов «Газпром нефти» являются трудноизвлекаемыми.

Для роста и поддержания высокого уровня добычи ТрИЗ необходимо вовлекать в разработку. Одной из ключевых задач НТЦ является поиск и оценка новых технологий для освоения этой категории запасов. В НТЦ создана методика и программное обеспечение, позволяющее выполнить массовые расчеты для экономической оценки вовлечения ТрИЗ в добычу, в том числе для оценки эффекта от применения новых технологий с учетом налогового режима.

С 2011 г. компания дополнительно вовлекла в разработку порядка 160 млн тонн ТрИЗ, а к 2020 г. планируется удвоить эту цифру. Для эффективной работы с ТрИЗ «Газпром нефть» использует инновационные технологии, занимаясь бурением горизонтальных и многоствольных скважин, а также применяя операции многостадийного гидроразрыва пласта (далее МГРП).

Кроме того, «Газпром нефть» ежегодно проводит отраслевую научно-техническую конференцию по работе с трудноизвлекаемыми запасами.

По результатам проведенной государственной экспертизы Федеральным агентством по недропользованию извлекаемые запасы месторождения «Газпром нефти» имени Александра Жагрина в Ханты-Мансийском автономном округе увеличены до 31 млн тонн нефтяного эквивалента. Таким образом комиссия подтвердила сделанный экспертами геологический прогноз по площади нефтеносности участка, уточнив ранее сделанный предварительный расчет. Согласно действующей классификации нефтяных участков, месторождение имени Александра Жагрина отнесено к категории крупных .

Месторождение было открыто в конце 2017 года на перспективном лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.

Геологоразведочные работы на лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры ведет «Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти». В кратчайшие сроки в условиях полной автономии были подготовлены и проведены сейсморазведочные работы, создана геологическая модель резервуара, пробурена поисково-оценочная скважина глубиной более 3 тыс. метров. При испытании основного перспективного объекта первой поисково-оценочной скважиной был получен приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 куб. м в сутки.

Подгазовые залежи - существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.

Подгазовые залежи или нефтяные оторочки - особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке.

Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной. Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.

Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку.

В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».

До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников.

Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу - вода, а сверху - газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.

Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, - прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт .

Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной. «Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, - отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов - Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата».

Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи .

Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология - устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.

Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин. При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно.

Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа.

В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти. В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.

В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.

Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны», имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение.

На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес. Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти .

Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.

Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину.

Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (далее МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).

Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода .

Нефть является одним из основных ресурсов, необходимых человеку. Уже на протяжении многих тысячелетий человечество использует нефть в разных сферах деятельности. И, не смотря на то, что ученые неустанно работают над разработкой новых энергетических технологий, нефть все равно остается незаменимым продуктом в области энергетики, в первую очередь. Однако, запасы этого «черного золота» истощаются несказанно быстро. Практически все гигантские месторождения давно уже найдены и разработаны, таковых практически не осталось. Стоит отметить, что с начала текущего столетия еще не было найдено ни одного крупного нефтяного месторождения, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей. Этот факт является свидетельством того, что человечество уже израсходовала самую большую часть нефтяных залежей. В связи с этим, вопрос о добыче нефти с каждым годом становится все острее и актуальнее, особенно для Российской Федерации, которая по объему мощности своего сектора в нефтеперерабатывающей области среди всех стран в мире находится на третьем месте, пропустив вперед Китай и США.

Таким образом, российская власть прилагает максимум усилий для того, чтобы поддержать объемы нефтедобычи, тем самым сохранив влиятельность государства на мировом рынке. Согласно аналитическим прогнозам, в скором будущем лидерство в области нефтедобычи перейдет к Канаде, Бразилии и США, что является неутешительным для РФ. С 2008 года в стране наблюдается отрицательная динамика в добыче этого ресурса. По данным Министерства энергетики по состоянию на 2010 год добыча нефти в государстве составляла 10,1 млн бар., однако к 2020 году, если ничего не изменится, добыча упадет до 7,7 млн бар. Ситуацию может изменить только принятие кардинальных мер в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. Однако, эти все статистики и показатели не являются свидетельством того, что запасы нефти и вовсе заканчиваются. Это говорит о том что теперь большую часть составляют трудноизвлекаемые запасы нефти. По подсчетам Минэнего, общее количество таких нефтяных залежей на территории России составляют прядка 5-6 миллиардов тонн, что в процентном соотношении составляет 50-60% от общего объема. Таким образом, трудноизвлекаемая нефть является хорошим решением проблемы, которая заключается в сохранении необходимых объемов добычи нефти. Таким образом, добыча трудноизвлекаемой нефти является вынужденной мерой.

Абсолютно все залежи трудноизвлекаемой нефти подразделяются на две категории:

Залежи, характеризующиеся низкой проницаемостью пластов. К таким относятся плотные песчаники, сланцы, баженовская свита;
Высоковязкая и тяжелая нефть - природные битумы, нефтяные пески.

Стоит отметить, что нефть, относящаяся к первой группе по своим качественным характеристикам вполне сопоставима с той нефтью, которая добыта традиционным способом.

Учитывая трудности во время добычи такой нефти, стоит отметить, что обычные методы разработки таких месторождений будут неэффективными. В связи с этим, применяются совершенно иные технологии, требующие соответствующих затрат. На протяжении нескольких лет специалисты изучают залежи трудноизвлекаемой нефти и разрабатывают подходящие, и в то же время относительно бюджетные, способы ее добычи.

Таким образом, разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными методами приводит к тому, что изначально ресурс из скважины идет хорошо, однако он быстро заканчивается. Это связано с тем, что добыча нефти в данном случае осуществляется из маленького участка, который вплотную прилегает к перфорированному участку скважины. В связи с этим, бурение привычных вертикальных скважин не дает необходимого результата. В данном случае, следует использовать методы, позволяющие увеличить продуктивность скважины. Как правило, они направлены на увеличение площади соприкосновения с пластом, который имеет большую нефтяную насыщенность. Такой эффект можно достичь путем бурения скважин, имеющих большой горизонтальный участок, а также применения метода гидроразрыва пласта в нескольких местах одновременно. Данный способ также зачастую используется при добыче сланцевой нефти. Однако, для добычи, например, природных битумов или сверхвязкой нефти, данный способ будет неэффективным.

Выбор методов добычи подобного сырья основывается на таком параметре, как глубина залегания пород, насыщенных нефтью. Если залежи находятся на сравнительно небольшой глубине, до нескольких десятков метров, то применяется открытый способ добычи. В противном случае, если глубина залегания достаточно велика, то трудноизвлекаемую нефть сначала подогревают паром под землей, что позволяет сделать ее более жидкой и поднять на поверхность. Производство пара, который закачивается в скважину, осуществляется в специальной котельной. Стоит отметить, что трудности возникают с использованием данного метода в том случае, если глубина залегания трудноизвлекаемой нефти сильно большая. Это связано с тем, что по пути к нефти, пар теряет свою температуру, тем самым не прогревая нефть необходимым образом, из-за чего ее вязкость изменяется не так, как нужно. Поэтому, существует метод парогазового воздействия, предполагающий не подачу пара в пласт, а его получение прямо на нужной глубине. Для этого осуществляется установка парогенератора прямо в забое. В парогенератор подаются специальные реактивы, при взаимодействии которых выделяется тепло, что способствует образованию азота, углекислого газа и воды. Когда углекислый газ растворяется в нефти, то она также становится менее вязкой.

Таким образом, стоит отметить, что трудноизвлекаемая нефть является важным ресурсом, добыча которого позволит поддерживать добычу необходимых объемов нефти. Однако, для ее извлечения следует применять принципиально другие методы, существенно отличающиеся от добычи нефти из традиционных залежей. Это, в свою очередь, влечет за собой дополнительные финансовые растраты. В связи с этим, конечная стоимость добытой трудноизвлекаемой нефти составит порядка 20 долларов за 1 баррель, в то время, как стоимость 1 барреля традиционной нефти составляет 3-7 долларов. Специалист продолжают работать над новыми технологиями, которые позволят добывать трудноизвлекаемую нефть с минимальными затратами.

Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов округа показывает, что дальнейшая реализация его добычного потенциала связана с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти – низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи и тюменской свиты, отложений баженовской свиты, объектов с высоковязкой нефтью, мелких залежей, пластов с высоким газовым фактором.

В соответствии с современными представлениями трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью. Разработка таких объектов сказывается на технико-экономических показателях из-за необходимости применения нетрадиционных технологий, специального несерийного оборудования и пр.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н., 2005 г.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам аномальности свойств нефтей и газов (вязкость), неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов), типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка), технологическим причинам (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Причины осложнения выработки запасов нефти можно разделить на две составляющие: естественные и техногенные, в соответствии с которыми при определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются геологические, технологические и экономические критерии. По данным Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические критерии их определения.

В «Классификации…» достаточно формализованы признаки трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести вязкость (>30мПа*с), битуминозность (плотность при 20оС >0.895 г/см 3) нефти, содержание в ней парафина (>6%) и серы (>3.5%). Эти параметры и их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки, переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и содержатся в характеристиках залежей данных Госбаланса РФ. Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по экспертной оценке 0.230.

По геологическим критериям в категорию ТрИЗ на территории ХМАО-Югры отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены:

К продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»;

К породам доюрского комплекса с латеральной и вертикальной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора;

К макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза;

К отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара;

К отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара.

Залежи нефти с аномальными физико-химическими свойствами. В эту
категорию ТрИЗ по данным Госбаланса относится 268 залежей большой группы пластов 52
месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами
(НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС 1 в количестве 3178/511 млн.т и 1115/255
млн.т по категории С 2 . Накопленная добыча нефти составляет 459.2 млн.т – 47.3% от НИЗ
категорий АВС 1 . По критерию вязкости нефти из 52-х в эту категорию входят шесть
месторождений: Ван-Еганское, Восточно-Янлотское, Жумажановское, Западно-

Варьеганское, Остапенковское и Экутальское, суммарные НИЗ которых составляют 16% и 8% категорий АВС 1 и С 2 , накопленная добыча – 0.3%, степень выработанности запасов – 1.7% от НИЗ. Четыре месторождения из этих шести располагаются в западной части округа в пределах Красноленинской, Приуральской и Фроловской нефтегазоносных областей (НГО).

Залежи в отложениях пластов с «рябчиковой» текстурой сложены песчано-глинистыми породами алымской свиты, характеризующимися сильной литологической неоднородностью, тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений различной формы и размеров. Основная отличительная особенность коллекторов «рябчиковой» текстуры состоит в том, что она представляет собой тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. В пачке «рябчика» чередование прослоев коллекторов и неколлекторов не всегда подчиняется закону параллельного напластования, а имеет более сложную мозаичную или «рябчиковую» текстуру. При оценке подсчётных параметров этих пластов по ГИС применяется модель анизотропного коллектора, поскольку она является более адекватной по сравнению с моделью порового коллектора с рассеянной глинистостью.

В эту категорию отнесено 12 залежей 9 месторождений ХМАО-Югры с начальными
геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС 1 в
количестве 69/15 млн.т и 107/22 млн.т по категории С 2 . Накопленная добыча нефти
составляет 1.4 млн.т – 9.5% от НИЗ категорий АВС 1 . Основная часть запасов всех категорий
(92%) сосредоточена в пластах АВ 1 1-2 трёх месторождений Большого Самотлора
(Мегионское, Нижневартовское, Северо-Покурское) и Лугового месторождения,

расположенных в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО.

Залежи в доюрском комплексе (ДЮК) приурочены к комплексу пород
дислоцированного складчатого основания (фундамента) и промежуточного комплекса
предположительно пермо-триасового возраста. Триасовые образования представлены
покровами основных эффузивов с прослоями туфов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Фильтрационно-емкостные свойства пород доюрского комплекса невысокие. Эффективная
емкость коллекторов преимущественно кавернозно-поровая, преобладающий тип

коллектора – кавернозно-порово-трещинный. Несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород по керну, при опробовании пород доюрского комплекса получены неплохие притоки нефти, обусловленные наличием трещин.

К образованиям доюрского комплекса приурочено 48 залежей 24 месторождений
ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти
промышленных категорий АВС 1 в количестве 338/66 млн.т и 137/25 млн.т по категории С 2 .
Накопленная добыча нефти составляет 8.7 млн.т - 13.2% от НИЗ категорий АВС 1 .Основная
часть запасов всех категорий (91%) сосредоточена в отложениях триаса и коры
выветривания фундамента четырёх месторождений: Рогожниковского (с Северо-Рогожниковским), Высотного, Красноленинского и Северо-Даниловского. Территориально месторождения расположены в западной части округа в пределах Красноленинской и Приуральской НГО.

Залежи тюменской свиты приурочены к продуктивным отложениям с

неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей аален-
байос-бат-раннекелловейского возраста.. Особенностями продуктивного разреза тюменской
свиты являются сильная фациальная изменчивость отложений. По результатам керновых,
гидродинамических и индикаторных исследований установлена высокая степень послойной
и зональной фильтрационной неоднородности отложений. Зачастую по разрезу скважины
проницаемость слоев-коллекторов меняется на порядок и более, что существенно
сказывается на однородности выработки запасов. Толщина отдельных проницаемых
прослоев невелика и составляет, в основном, 0.5-2.0 м. Песчанистость разреза тюменской
свиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные тела
оказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной

нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-15 м и составляет, в среднем, около 4 м.

Запасы нефти отложений тюменской свиты имеют со стратиграфические индексы Ю 2-
9 , ЮС 2-9 , ЮК 2-9 , ЮВ 2-9 , Т 1-3 и «тюменская свита». На Государственном балансе РФ в
отложениях тюменской свиты по ТрИЗ числится 329 залежей 109 месторождений,
содержащих (НГЗ/НИЗ) 1672/350 млн.т нефти промышленных категорий АВС 1 и 3575/642
млн.т по категории С 2 . Накопленная добыча нефти составляет 39.0 млн.т - 11.2% от НИЗ
категорий АВС 1 . Наибольшая часть запасов всех категорий (60%) содержится на 11
месторождениях (Ай-Пимское, Восточно-Сургутское, Галяновское, Кечимовское,

Красноленинское, Ловинское, Рогожниковское, Родниковое, Русскинское, Средненазымское, Федоровское) с НИЗ в диапазоне 10-105 млн.т, расположенных в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Приуральской, Фроловской и Среднеобской НГО.

Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита.

Продуктивные пласты индексируются по-разному, поэтому на Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в объектах стратиграфических индексов: как БС 16 -БС 22 и БС 18 -БС 22 (до 1985 года), Ач, Ач 2 ...Ач 6 (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке на учёт Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается двойной индекс – к примеру Ач(БС 10), в скобках указывается синхронный ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90 месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС 1 в количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С 2 . Наибольшая часть запасов всех категорий (75%) содержится на 34 месторождениях с НИЗ 1-14 млн.т, расположенных в центральной и восточной частях округа. Накопленная добыча нефти составляет 15.8 млн.т - 14.0% от НИЗ категорий АВС 1 .

Залежи, связанные с подгазовыми зонами нефтяных оторочек небольшой мощности. На Государственном балансе РФ числится 22 нефтегазоконденсатные залежи группы пластов ПК 15-20 , АС 4-10 , БВ 6-21 по 11 месторождениям. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов достаточно высокие: пористость и нефтенасыщенность изменяются в широких пределах (Кп=19-34%, Кн=37-65%), преобладают коллекторы со средними значениями пористости 24% и нефтенасыщенности 51%. В 22 залежах содержатся НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС 1 в количестве 651/144 млн.т и 43/8 млн.т по категории С 2 . Накопленная добыча нефти составляет 122.1 млн.т - 84.9% от НИЗ категорий АВС 1 .

Залежи нефти баженовской (тутлеймской) свиты характеризуются сложным строением структуры порового пространства. Выделяется три морфологических типа коллекторов: трещинно-поровый, трещинный и трещинно-кавернозный. Пласты баженовской свиты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, трещинная ёмкость невелика и составляет 0.1-0.3%, проницаемость для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа составляет 0.01-0.020 мкм 2 , нефтенасыщенность – около 80-90%. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и, в большей степени, определяется фильтрационной сообщаемостью пор.

Особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты влияют на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётного объекта и на достоверность оценки запасов углеводородов. В настоящее время отсутствуют методики определения подсчётных параметров коллекторов в скважинах и площадного картирования продуктивного резервуара баженовских отложений по данным полевых и дистанционных методов исследований. При оперативных оценках запасов в последние годы параметры утверждаются условно в зависимости от результатов опробований: при получении притока нефти эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости коллекторов - равной 8% и нефтенасыщенности - 85%, площадь нефтеносности залежи ограничивается зоной дренирования скважины.

На Государственном балансе РФ запасы нефти отложений баженовской свиты учтены в пластах со следующими стратиграфическими индексами: Ю 0 , ЮК 0 , ЮК 0-1 , ЮС 0 , ЮС О К и «баженовская свита» по 93 залежам 44 месторождений, в которых содержится (НГЗ/НИЗ) 1058/269 млн.т нефти промышленных категорий АВС 1 и 834/194 млн.т по категории С 2 . Накопленная добыча нефти составляет 5.6 млн.т - 2.1% от НИЗ категорий АВС 1 . В нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры находятся 77% НИЗ всех категорий, в том числе 83% промышленных категорий ВС 1 . Основную часть составляют уникальные по объёму запасы нефти пласта Ю 0 Салымского месторождения, однако достоверность их невысока, поскольку полный пересчёт запасов нефти этого месторождения не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС 1). Залежи нефти в пласте Ю 0 расположены в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Фроловской и Среднеобской НГО.

28/01/2014

В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.

Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.

Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.

Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.

События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.

В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.

Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.

На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.

У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.

Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.

Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.