1 стр. из 1

В пределах Северо-Западного Федерального округа России расположено два нефтегазоносных бассейна — Тимано-Печорский (территория Республики Коми и Ненецкого автономного округа — НАО) и Балтийский (Калининградская область). Здесь уже много десятилетий (в Тимано-Печорской провинции с 30-х гг., а в Балтийской нефтеносной области — с начала 60-х гг. ХХ в.) ведутся поисково-разведочные работы и осуществляется добыча углеводородного сырья.

Всего в Северо-Западном регионе открыто (включая акваторию Баренцева и Балтийского морей) около 260 месторождений углеводородного сырья, из них в Тимано-Печорской провинции (включая Печорское море) — 216. Это около 9% от всех месторождений России. Регион обладает огромными начальными суммарными ресурсами углеводородного сырья — около 9 млрд. т нефти с конденсатом (из них около 5 млрд. т на суше Тимано-Печорской провинции — ТПП) и более 29 трлн. м газа (на суше ТПП — около 2,8 трлн. м).

Табл. 1. Структура начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона, территория (геологические/извлекаемые)

Структура начальных суммарных ресурсов углеводородов приведена в табл. 1. В распределенном фонде недр — 167 месторождений (144 нефтяных), в разработке более 60 месторождений, добыча нефти — на 47 месторождениях. Накопленная добыча углеводородного сырья — более 1 млрд. т.у.т., из них около 540 млн. т нефти и более 460 млрд. м газа (вместе с растворенным). Приведенные цифры свидетельствуют о том, что Северо-Западный регион вместе с акваториями является одним из крупнейших по своим ресурсам в мире.

В данной статье мы обратимся к характеристике мелких и трудноосваиваемых месторождений нефти в пределах наиболее изученных бассейнов суши этого региона.

Прежде всего заметим, что к мелким месторождениям нами отнесены те из них, извлекаемые запасы которых не превышают 3 млн. т. Надо сказать, что до недавнего времени было принято относить к разряду мелких месторождения с запасами до 10 млн. т в нефтяном эквиваленте. Однако в большинстве «старых», освоенных нефтяных районов (а к таким следует отнести Балтийскую нефтеносную область в пределах Калининградской области и ТПП — ее южную часть, относящуюся к территории Республики Коми), открытие месторождений с извлекаемыми запасами 5–10 млн. т становится скорее исключением из правил (табл. 2).

Табл. 2. Динамика открытий месторождений на территории Республики Коми за период 1999–2004 гг.

Прогноз открытий показан на рис. 1–3, и он подтверждает, что на территории ТПП будут открыты преимущественно мелкие месторождения.

В целом по ТПП (суша) прогнозируется открытие 5535 мелких месторождений с извлекаемыми запасами каждого менее 3 млн. т, всего же прогнозируется открытие 5625 месторождений. В мелких месторождениях содержится около 2 млрд. т (из 2,45 млрд. т прогнозных извлекаемых ресурсов всех месторождений). Средняя величина извлекаемых запасов месторождений рассматриваемой группы не превышает примерно 1,6 млн. т.

В обозримом будущем мелкие месторождения станут превалирующими объектами освоения. Таким образом, можно констатировать, что в хорошо освоенных бассейнах, где разведанность начальных суммарных ресурсов превышает 40–50%, а выработанность запасов нефти основных эксплуатируемых залежей достигает 60–70% и более, резервом для поддержания добычи на оптимальном уровне в ближайшие годы являются мелкие месторождения. В Калининградской области разведанность начальных суммарных ресурсов превышает 57%, в Республике Коми — более 41% (по нефти), в Ненецком автономном округе — 33%.

В Калининградской области все месторождения нефти на суше (с учетом выработанности) относятся к мелким. Из них в последние годы добывается 700–750 тыс. т нефти ежегодно. В акватории открыто 2 месторождения, из которых одно (Кравцовское) — с извлекаемыми запасами около 8 млн. т (в разработке).

В Республике Коми из 137 месторождений (102 месторождения нефти) около 90 месторождений нефти относятся к мелким (до 3 млн. т) и мельчайшим (до 1 млн. т). Их промышленные запасы составляют почти 69 млн. т нефти, то есть около 14% от текущих запасов (табл. 3).
В Республике Коми всего в разведке находится 67 нефтяных и нефтегазовых месторождений с извлекаемыми запасами нефти по категории С1 — 72,6 млн. т, по категории С2 — 75,8 млн. т. Из них 63 месторождения — мелкие, в них сосредоточено около 31,5 млн. т запасов нефти по категории С1 и более 50 млн. т — по категории С2.

Табл. 3. Распределение месторождений Тимано-Печорской провинции по величине запасов (в млн. т)

Большинство мелких месторождений находятся в Ижма-Печорской впадине в отложениях верхнего девона и верхней перми вблизи разрабатываемых Лемьюского, Северо-Аресского, Мичаюского и других месторождений.

К промышленному освоению подготовлено 18,7 млн. т извлекаемых запасов категории C1 и 6,9 млн. т — категории С2. Три месторождения — мелкие, их запасы — 1,7 млн. т по категории С1 и 1,8 млн. т — по категории С2 (в пределах Печоро-Колвинского авлакогена — Верхнегрубешорское, Леккерское, Южно-Лыжское вблизи разрабатываемых месторождений).

Наибольшее количество запасов мелких месторождений (более 80%) сосредоточено в распределенном фонде недр. Разрабатывается 25 мелких и мельчайших месторождений с запасами около 34 млн. т. Значительный резерв для поддержания уровня добычи в Республике Коми представляют неразрабатываемые залежи на осваиваемых месторождениях.

Фактически 58 пластов на 18 разрабатываемых месторождений не эксплуатируются. Запасы нефти по ним достигают 24,7 млн. т (категория С1) и по категории С2 — 6,2 млн. т. Из них на Вежавожской площади Ярегского месторождения сосредоточено 17,6 млн. т запасов (С1). Это тяжелая, аномально вязкая нефть с высоким содержанием смол и асфальтенов, среднесернистая.

Запасы мельчайших залежей неразрабатываемых пластов оцениваются в 5,1 млн. т — по категории С1 и 5,9 млн. т — C2. По мелким залежам они составляют 2 млн. т по категории C1 и 0,3 млн. т — по С2.

Неразрабатываемые пласты приурочены к коллекторам от ордовикско-силурийских до верхнепермских. При этом они в большинстве случаев содержат нефть хорошего качества.

Таким образом, в Республике Коми открыто примерно 70 мелких и мельчайших месторождений с запасами категории С1 около 33 млн. т, которые могут быть введены в ближайшие годы в разработку. Кроме того, в неразрабатываемых пластах эксплуатируемых месторождений содержится около 25 млн. т нефти категории С1. К этому следует добавить около 64 млн. т нефти категории C2.

Иная картина наблюдается на территории Ненецкого автономного округа, где освоенность недр гораздо ниже, чем в РК (освоено 5% запасов промышленных категорий).

Здесь Госбалансом учтено 77 месторождений (65 нефтяных), из них лишь 25 месторождений относятся к мелким, их извлекаемые запасы около 27 млн. т, то есть 3,2% от запасов промышленных категорий (табл. 3).

В Ненецком автономном округе резко преобладающая часть запасов промышленных категорий сосредоточена в крупных и средних по запасам месторождениях, многие из которых не введены в разработку.

Из находящихся в разведке 36 месторождений нефти с запасами по категории С1 — 275 млн. т и С2 — 356,2 млн. т, половина отнесена к мелким и мельчайшим месторождениям (по 10 мелким месторождениям запасы категории С1 — 14,7 млн. т, С2 — 17,0 млн. т, по мельчайшим — С1 — 4 млн. т, С2 — 22 млн. т).

Всего на 18 месторождениях (мелких и мельчайших) сосредоточено 18,7 млн. т нефти категории C1 и 39 млн. т — категории C2. Большинство месторождений находятся в Хорейверской впадине в отложениях верхнего девона вблизи разрабатываемых Тэдинского и Сандивейского месторождений. В НАО подготовлено к освоению 19 месторождений нефти с запасами категории С1 — около 275 млн. т и С2 — 93,3 млн. т. Из них мелких и мельчайших всего 4, в них содержится 5,7 млн. т нефти категории С1 и 1,2 млн. т категории С2.

Два месторождения расположены в Хорейверской впадине (Урернырдское и Сюрхаратинское), два — в Денисовской (Западно-Командиршорское и Командиршорское), все они — в нераспределенном фонде.

На 15 разрабатываемых месторождениях не введены в разработку 42 пласта с запасами по категории С1 — 60 млн. т и по С2 —25 млн. т.
Это триасовые залежи тяжелой высоковязкой нефти, высокосернистой (более 2%), с высоким содержанием смол и асфальтенов, требующие применения при освоении специальных технологий и применения на месте добычи комплексов по переработке нефти.

Это залежи Варандейского и Торавейского месторождений с запасами 40,7 млн. т по С1 и 4,7 млн. т — по С2. В классе залежей с запасами до 3 млн. т сосредоточено около 17 млн. т нефти категории С1 и 21 млн. т — категории С2. Всего таких залежей 35 — на 9 разрабатываемых месторождениях.

Определенный интерес представляют также неосвоенные по ряду причин пласты в старых скважинах. Проведенная в 2001 г. в Санкт-Петербурге переинтерпретация материалов ГИС в комплексе с анализом испытания и опробования скважин позволила выделить в них в терригенных отложениях среднего-верхнего девона пласты, характеризующиеся как нефтенасыщенные. Такие пласты выделены на Ираельской, Южно-Лемьюской, Верхнекосьюской, Ленавожской площадях. Именно такого рода объекты, обладающие небольшими запасами и невысокими дебитами скважин в обустроенном Южном районе нефтедобычи, вряд ли представляют интерес для крупных компаний, но для малых предприятий их разработка может быть рентабельной.

К сожалению, весь материал по переинтерпретации данных ГИС по старым площадям оказался невостребованным.

Значительным резервом для наращивания добычи нефти как в России в целом, так и на ее северо-западе являются трудноосваиваемые запасы углеводородов. Так, в Республике Коми около 44% запасов нефти (208 млн. т) характеризуются плотностью более 0,9, в том числе около 39% являются высоковязкими (>30 мПа.с). Кроме того, доля высокосернистых нефтей составляет в ТПП более 20%, аномально-парафинистых — 24%.

Следует отметить, что огромный позитивный опыт освоения мелких месторождений и трудноизвлекаемых запасов накоплен в США, где большая часть бассейнов характеризуется высокой степенью разведанности и освоенности.

В России, по данным профессора Э.М. Халимова, рентабельными для освоения считаются скважины с дебитом в среднем 5 т/сут. В то же время в США, где действующий фонд нефтяных скважин превышает 550 тыс. (во много раз больше, чем в России), среднесуточный дебит скважин 1,5 т/сут., причем 75% скважин работают с дебитами менее 1 т/сут. В США крупные компании ориентированы на зарубежную ресурсную базу (на своей территории крупные объекты только на Аляске и в Мексиканском заливе). Малые и средние компании осуществляют 85% объема внутреннего бурения, давая стране 55% природного газа и 50% нефти, добываемых на территории США. Около 85% действующих скважин обслуживают 160 тысяч малых и сервисных предприятий с 10–12 постоянными и 2–3 временными работниками.

В результате применения передовых методик и технологий, гибкой налоговой политики в США в течение 50 лет поддерживается уровень добычи нефти в 350–400 млн. т ежегодно. При этом низкопродуктивные и малорентабельные скважины с дебитом менее 2 т/сут. являются источником 75% всей нефти, добываемой малыми предприятиями.

Совершенно иная ситуация в России, где практически вся добыча нефти и газа осуществляется крупными интегрированными компаниями за счет интенсивной эксплуатации крупных месторождений, открытых еще во времена СССР. Многие из них находятся на стадии падающей добычи, и ее поддержание во многом будет определяться свое­временным вводом в разработку мелких и трудноосваиваемых месторождений. Огромный резерв представляет фонд простаивающих (как правило, малодебитных) скважин, которых в России более 20% от всего фонда скважин.

В целом в России работают лишь 150 малых компаний (по другим оценкам, гораздо меньше), на долю которых приходится, по разным оценкам, от 3 до 5% добычи нефти.

Если в западных странах малые компании, добывающие от 40 до 50% нефти, пользуются значительной поддержкой государства в условиях упрощенного налогообложения, то этого нельзя сказать о России. Лишь в Поволжье (Татарстан) местными властями созданы условия для 28 малых предприятий, добывающих около 5 млн. т нефти из 30 млн. т, добываемых в этой республике.

Приведенные данные по нефтегазоносным регионам России показывают, что лишь в Калининградской области, с ее хорошо развитой инфраструктурой и возможностью экспортировать всю добываемую нефть высокого качества железнодорожным транспортом, практически все месторождения (мелкие и мельчайшие) рентабельны и введены в разработку.

Здесь в настоящее время практически вся добыча осуществляется нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» (около 750 тыс. т), а ввод в разработку морского месторождения (Кравцовское) позволяет довести добычу до 1 млн. т в год (максимальный уровень добычи в регионе в 80-е гг. прошлого века — 1,5 млн. т). В Калининградской области функционирует лишь одно малое предприятие — «Калининграднефть», добывающее менее 50 тыс. т и тем не менее являющееся рентабельным.

В Республике Коми, где выработанность запасов промышленных категорий равна 47%, вовлеченность запасов в разработку — 67%, поддержание уровня добычи в пределах 10–12 млн. т может быть обеспечено вводом в разработку мелких и трудноосваиваемых месторождений нефти как уже открытых, так и новых месторождений. В НАО такой же сценарий можно прогнозировать к 2015–2020 гг. и далее.

В заключение хотелось бы обратить внимание на то, что проблема освоения мелких и трудноосваиваемых залежей углеводородов требует особого внимания как недропользователей, так и государства, ибо России вряд ли удастся избежать того сценария развития нефтегазового комплекса, который осуществляется в США, Канаде и других странах с высоким уровнем освоенности ресурсной базы нефтегазоносных бассейнов.

Для этого необходима в первую очередь разработка научно обоснованных программ развития нефтегазового комплекса России в целом и ее наиболее освоенных бассейнов за счет вовлечения в освоение мелких и трудноосваиваемых ресурсов нефти и газа.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!