Некоторые аспекты разработки нефтяных месторождений в ХМАО

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра расположен в центральной части Западно-Сибирской равнины, где протекают реки Обь и Иртыш. По административному разделению на севере округ граничит с Ямало-Ненецким автономным округом, на северо-западе - с Республикой Коми, на юго-западе со Сверд- ловской областью, на юге – с Югом Тюменской области, на юго-востоке и востоке – с Томской областью и Красноярским краем.

Площадь округа составляет 534,8 тыс км2, климат округа резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий. Средняя температура января по округу от -18°С до -24°С, абсолютный минимум температуры воздуха находится в пределах от -48°С до -60°С. Самый теплый месяц июль, средняя температура от +15,7°С до +18,4°С. Абсолютный максимум температуры воздуха на территории округа составляет от +34°С до +37°С. Среднее годовое количество осадков составляет 443-610 мм [1].

Определяющим фактором стратегического развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югры является наличие уникальных природных ресурсов. Согласно данным статистики администрации ХМАО, на территории Югры на 01.01.2012 г. открыто 461 месторождение, из них 355 месторождений находится в распределенном фонде недр; 106 месторождений находится в нераспределенном фонде недр, в том числе 234 месторождения находится в разработке.

По объемам начальных извлекаемых запасов нефти 4 месторождения относятся к разряду уникальных:

• 1.    Самотлорское нефтяное месторождение – одно из крупнейшим месторождений в мире. Расположено в Нижневартовском районе у озера Сомотлор. С начала разработки (1969 г.) на месторождении добыто более 2,63 млрд. тонн нефти.

• 2.    Федоровское – расположено в районе города Сургут. С начала разработки (1973 г.) на месторождении накопленная добыча составила более 571 млн. тонн нефти.

• 3.    Мамонтовское – расположено в Нефтеюганском районе. С начала разработки (1970 г.) на месторождении добыто более 561 млн. тонн нефти.

• 4.    Приобское месторождение – разделено рекой Обь на лево- и правобережную части. Промышленная разработка начата в 1988 г., накопленная добыча на 01.01.2012 г. составила 313 млн. тонн [3].

Согласно данным администрации ХМАО-Югры 22 февраля 2011 г. в округе была добыта 10миллиардная тонна нефти, для добычи которой с начала разработки пробурено 370 млн м горных пород, построено и введено в разработку 158 тыс скважин, отобрано из продуктивных пластов 41 млрд тонн жидкости и закачано в недра 49 млрд м3 воды.

В 2011 году 48,9% добычи нефти приходится на 11 крупных месторождений, на каждом из которых добыто более 5 млн.т. Наибольший объём добычи приходится на Приобское месторождение – 37989,5 тыс тонн (ОАО НК «Роснефть» + ОАО «Газпром нефть»), Самотлорское – 24625,4 тыс тонн («ТНК-ВР»), Мало-Балыкское – 11174,8 тыс тонн (ОАО НК «Роснефть») и Федоровское месторождения – 8457,0 тыс тонн (ОАО «Сургутнефтегаз»). На первом месте по объёму добычи нефти стоит Самотлорское месторождение, разрабатываемое ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», на котором добыто 26,4% всей накопленной добычи нефти в этом регионе [2].

По данным «Научно-аналитического центра раци онального недропользования» им. В. И. Шпильмана объем добычи нефти в ХМАО в 2012 году составил 259,9 млн. т., по сравнению с 2002 г. он увеличился на 30%, однако с 2007 года наблюдается отрицательная динамика в среднем на 1,5-2% в год. В 2007 году было добыто максимальное количество нефти – 278,4 млн тонн [4].

На территории автономного округа свою производственную деятельность осуществляет 85 компаний, владеющие 346 долгосрочными лицензиями на право пользования недрами с целью разведки и добычи углеводородного сырья. Суммарный объем добычи нефти крупными компаниями составил в 2011 году 99,3% от общей добычи по ХМАО, 0,7% добывают 14 независимых производителей [3].

В структуре начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти ХМАО менее половины – начальные разведанные запасы (46%), состоящие из накопленной добычи (25%) и текущих извлекаемых запасов категории АВС1 (21%). Вторая половина – еще неразведанные запасы (С2) и ресурсы (С3Д1лД1Д2)/ Доля невы-явленных ресурсов (перспективные С3, прогнозные локализованные Д1л, прогнозные Д1Д2) – 44% [2].

Запасы категории АВС1 на 93% находятся в распределенном фонде недр, запасы категории С2, т.е. предварительно оцененные запасы – на 77%, при этом не залицензированными остаются 7% и 23% участков недр соответственно. На балансе крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний, числится 95% запасов нефти АВС1 и 90% запасов категории С2 от распределенного фонда недр [2].

Обводненность продукции в среднем по ХМАО в 2011 году составила более 80%, при этом в 14134 скважинах (20,7% от их общего числа) добываемая продукция обводнена на 95-98%, в 6544 скважинах (9,1% скважин) обводненность более 98%. Обводненность продукции скважин с 2005 г. возросла на 3,9% и составила 88,1%, что является следствием допущенного в предыдущие годы сверхпроектного заводнения продуктивных пластов [4].

В 2011 году средний уровень добычи составил 710,4 тыс тонн в сутки. При этом в 2004 г. данный показатель составлял 711,1 тыс тонн, в 2005 увеличился и составил 751,8 тыс тонн [4,5]. Пик добычи отмечен в 2007 г. – 767,3 тыс тонн, что на 8% больше уровня среднесуточной добычи нефти в 2011 году. Данный период отмечен стабильным ростом эксплуатационного бурения скважин. В 2012 году объем работ достиг 13,7 млн м, это в 2,5 раза больше, чем в 2002 году (5,5 млн м), что свидетельствует о росте инвестиций в нефтедобывающую отрасль Югры [5]. При этом с 2007 по 2009 год было замедление роста эксплуатационного бурения, что связано с нестабильностью на мировом финансовом рынке. Стоит отметить, что рост объемов эксплуатационного бурения обратно пропорционален объемам добычи нефти на данных месторождениях, т.е. при росте инвестиций в разработку недр на территории ХМАО происходит снижение эффективности месторождений, что впоследствии негативно сказывается на экономике региона и страны в целом.

На снижение добычи нефти влияет, в первую очередь, два фактора: увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в недрах и высокая налоговая нагрузка. Кроме того, эксперты отмечают снижение добычи на крупных давно разведанных месторождениях и снижение объемов геологоразведочных работ. Решать данную проблему необходимо на государственном и региональном уровне, путем снижения налогов и предоставления льгот нефтепромысловым компаниям, занимающимся разработкой низкопроницаемых коллекторов и добычей вязких нефтей. Кроме того, нефтедобывающим компаниям стоит учитывать еще на стадии подготовки проекта по разработке данного месторождения возможные риски снижения фактических дебитов скважин.