Проблемы и перспективы развития нефтедобычи Ханты-Мансийского АО

Нефтедобывающая промышленность

Россия обладает одним из крупнейших в мире минерально-сырьевым потенциалом. По оценке специалистов, в недрах России сосредоточено до 15% мировых запасов нефти и газового конденсата и около 35% мировых запасов газа.

Россия является мировым лидером по производству нефти (рис.1). В 2003г. было добыто 421 млн. т., в 2004г. — 459 млн. т., в 2005г. — 470 млн. т. Основными положениями Энергетической стратегии России на период до 2020г., одобренными Правительством РФ, предусматривается увеличение добычи нефти по оптимистическому варианту до 520 млн. т к 2020г. Для этого планируется прирастить до 2020г. 7,5—10,0 млрд. т. запасов нефти, то есть в среднем по 440—580 млн. т. в год [1].

Доля стран в общемировой добыче нефти в 2005г

Рис. 1 Доля стран в общемировой добыче в 2005г.

Распределение начальных суммарных ресурсов нефти по нефтегазоносным регионам Российской Федерации неравномерное (рис. 2). Основная доля — 53,5% приурочена к Западно-Сибирской провинции, 23% — к Европейской части России, 13% — к Восточной Сибири, 11 % — к шельфам арктических и дальневосточных морей.

Распределение начальных суммарных нефти по нефтегазоносным провинциям

Рис.2 Распределение начальных суммарных нефти по нефтегазоносным провинциям [1].

Перспективы наращивания запасов в основных районах нефтедобычи связываются с открытием новых месторождений. В государственном балансе нефтяной потенциал неоткрытых месторождений учитывается в категориях перспективных и прогнозных ресурсов. Распределение перспективных и прогнозных ресурсов по нефтегазоносным провинциям России показано на рис. 3.

Распределение перспективных и прогнозных ресурсов нефти по нефтегазоносным провинциям

Рис. 3 Распределение перспективных и прогнозных ресурсов нефти по нефтегазоносным провинциям

48% неразведанных ресурсов нефти сосредоточено в Западно-Сибирской НГП, около 20% — в Восточной Сибири, примерно 17% — на шельфах арктических и дальневосточных морей, более 15% — в нефтегазоносных регионах Европейской части России [1].

90% площади Ханты-Мансийского округа приходится на перспективные в нефтегазовом отношении территории. Освоение региона подтверждает его высокий углеводородный потенциал. В настоящее время, несмотря на сложившиеся трудности в нефтегазовом комплексе России, резкое сокращение объемов глубокого бурения, Югра остается одним из основных районов разведки и добычи нефтяного сырья.

Объекты прогноза нефтедобычи по Югре

Объекты оценки начальных суммарных, ресурсов УВ натерритории Югры

Рис. 4 Объекты оценки начальных суммарных, ресурсов УВ натерритории Югры

Согласно новой оценке, площадь перспективных земель Ханты-Мансийского автономного округа составляет 513км2. Это территория 12 нефтегазоносных областей (НГО), целиком или фрагментно входящих в пределы округа [2].

В разрезе отложений территории Югры выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: доюрский — с выделением горизонта зоны контакта (коры выветривания) и девон-с ко- каменноугольные отложения, нижнеюрский, среднеюрский, васюганский, баженов-ский (совместно с абалакским), неокомский (осложненный подкомплекс, с раздельной оценкой ачимовской толщи, и неосложненный подкомплекс), аптский, сеноманский (рис. 4).

Промышленная нефтеносность каждого из выделенных объектов оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ в настоящее время доказана открытием многочисленных залежей нефти и газа. Оценка НСР УВ территории Югры подтверждает ее высокий углеводородный потенциал и значительную долю нефтяных ресурсов в их составе (около 80%).

На рис. 5 представлен прогноз добычи нефти по Югре в сопоставлении с показателями Энергетической стратегии России. Прогноз добычи нефти и объемов эксплуатационного бурения составлен на основе проектных документов, прошедших экспертизу и согласование в ЦКР Роснедра или в ТО ЦКР Роснедра по Югре.

Добыча нефти по округу в 2006г. составит 55—57% добычи по России и уменьшится к 2020г. до 40-45%.

К 2011г. прогнозируется отобрать 63%, а к 2021г. — 80% начальных извлекаемых запасов промышленных категорий округа.

Разработка запасов нефти Ханты-Мансийского автономного округа началась в мае 1964г.

Прогноз добычи нефти по Югре (2006-2020 гг.)

Рис. 5 Прогноз добычи нефти по Югре (2006-2020 гг.)

Рост добычи нефти прогнозируется до 2009г., где уровень добычи должен достигнуть 305 млн. т. Максимальные объемы бурения при этом предусмотрены в объеме 12,2 млн. м. на трех месторождениях: Трехозерном, Усть-Балыкском и Мегионском. В период летней навигации нефть из скважин транспортировалась танкерами по рекам Конда, Обь и Иртыш на Омский нефтеперерабатывающий завод.

В истории разработки нефтяных месторождений округа можно условно выделить четыре крупных этапа (рис. 6):

I   этап — экстенсивно растущей добычи,

II этап — стабильной добычи,

III этап — падающей добычи,

IV этап — возрастающей добычи.

Динамика объемов эксплуатационного бурения и добычи нефти по Югре

Рис. 6 Динамика объемов эксплуатационного бурения и добычи нефти по Югре

I этап экстенсивно растущей добычи нефти — с начала разработки до 1982г., когда годовая добыча был а доведена с 0 до 340 млн. т. Этап характеризовался вводом в разработку уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений, таких как Самотлорское, Ма-монтовское, Федоровское, Лянторское, Советское, Мегионское, Ватинское, Аганское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Правдинское, Красноленинское и др. с большими запасами нефти [4].

Рост добычи нефти обеспечивался большими объемами эксплуатационного бурения (11,2 млн. м в 1982г.) и вводом в работу около 17 000 добывающих скважин. Разбуривание месторождений проводилось в полном соответствии с проектными технологическими документами.

До 1975г. наблюдался рост среднего дебита скважин по нефти до 134 т/сут. С 1976г. из-за форсированных отборов началось его стремительное падение до 60 т/сут. в 1983г. Количество неработающих эксплуатационных скважин не превышало 10%, за исключением начального периода, когда скважины простаивали из-за отставания строительства магистральных трубопроводов.

II этап (1983—1988 гг.) характеризуется стабильной добычей нефти на уровне 340— 360 млн. т в год. Продолжился ввод в разработку новых промышленных запасов в объемах свыше 500 млн. т. в год. Объемы эксплуатационного бурения наращивались в гигантских размерах и составили 21,9 млн. м в 1988г. (рис. 6). Производилось уплотнение эксплуатационных сеток. Количество добывающих скважин было доведено до 45 тысяч. Неработающий фонд находился в пределах нормы.

С 1989г. начался этап падающей добычи, продолжавшийся 8 лет, который характеризовался резким сокращением объемов эксплуатационного бурения с 21,9 млн. м в 1988г. до 4 млн. м в 1996г.; выводом в бездействие значительного количества малодебитных и высокообводненных скважин, что привело к расформированию проектной системы разработки на большинстве месторождений (рис. 6). Неработающий фонд скважин возрос до 41%, несмотря на ввод из бурения большого количества скважин.

С 1997г. на месторождениях округа начался этап возрастающей добычи (рис. 6). Этот период характеризуется ростом добычи нефти (от 165 млн. т в 1996г. до 267 млн. т в 2005г.) и незначительным ростом объемов эксплуатационного бурения (от 4 млн. м в 1996г. до 7,39 млн. м в 2005г.). Несколько возрос действующий добывающий фонд и коэффициент его использования. Стабилизировались дебиты скважин по нефти в результате нормализации баланса «отбор — закачка».

Структура промышленных запасов нефти Югры

Рис. 8 Структура промышленных запасов Югры

На территории Ханты-Мансийского автономного округа открыто 440 месторождений нефти, из которых 204 разрабатываются [3]. На рис. 8 показана структура промышленных извлекаемых запасов нефти округа, которая говорит о том, что с начала разработки уже отобрано 52% начальных запасов. Разбуренные запасы составляют 16%, а разведанные, но неразбуренные, — 32% начальных запасов.)

Динамика добычи и прироста запасов нефти Югры

Рис. 7 Динамика добычи и прироста запасов нефти

В округе продолжается стабильный рост добычи нефти. В 2005г. добыто 268 млн. т, что на 13 млн. т (5%) больше, чем в 2004г., и на 8 млн. т (3%) больше показателя оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020г.