1.1. Ресурсная база нефтедобычи

 

Рис.2. Распределение геологических начальных суммарных ресурсов нефти по залежам разных размеров на территории Югры

 

Состояние ресурсной базы нефти в целом на территории Югры показано на рис.2. Отмечается значительное смещение доли прогнозных ресурсов (неоткрытых месторождений) в сторону мелких и средних по размерам залежей. Гигантские и крупные залежи нефти практически все уже открыты, поэтому будущие открытия связаны с залежами более мелких размеров, и этот факт необходимо учитывать при прогнозе эффективности поисково-разведочных работ.

 

Рис.3. Структура промышленных запасов по степени ввода их в разработку

 

На рис.3 показана структура запасов открытых месторождений как вовлеченных, так и не вовлеченных в разработку. На рисунке видно, что около половины промышленных запасов категории АВС₁ уже разбурено, неразбуренная часть составляет 36%, 9% – это запасы неразрабатываемых залежей уже разрабатываемых месторождений, около 7% составляют запасы месторождений нераспределенного фонда недр (НФН).

1.2. Геологоразведочные работы и их эффективность

 

Рис.4. Динамика основных показателей ГРР по территории Югры за период 1960-2010 гг.

 

Динамика основных показателей геологоразведочных работ (объёмы поисково-разведочного бурения, эффективность по приросту запасов) за весь период освоения провинции с 1960 по 2010 гг. показана на рис.4.

В 1987-1988 гг. объёмы поисково-разведочного бурения достигли максимума ~1500 тыс.м, затем произошло резкое снижение (в период «перестройки») до 350 тыс.м в 1994 г. После этого вводится налог на восстановление минерально-сырьевой базы (ВМСБ), принимается законодательство как федеральное (Закон «О недрах»), так и окружное, в автономном округе создаётся Система Управления Ресурсами (СУР). Все эти меры позволили восстановить геологоразведку в автономном округе к 2001 г., добиться простого восполнения добычи запасами. В 2001 году объём поисково-разведочного бурения составил ~1 млн.м.. Далее произошла отмена налога на восстановление минерально-сырьевой базы, передача полномочий по управлению геологоразведочными работами на уровень федеральных органов, что привело к резкому сокращению объмов бурения до 213 тыс. м в 2009 году.

Эффективность поисково-разведочного бурения в 70-е годы ХХ века, когда открывались уникальные, гигантские месторождения нефти, составляла 2-2.5 тыс.т/м бурения. В конце 90-х – начале 2000-х годов эффективность составляла 200-250 т/м, но с 2006 года резко повысилась до 500-600 т/м и более. Детальный анализ показал, что такое резкое увеличение эффективности связано не с открытием новых крупных месторождений или повышением успешности бурения, это результат отнесения части пересчета запасов к графе разведка, возврат на баланс ранее списанных запасов. Эту эффективность работ нельзя использовать для прогноза, а необходимо опираться на следующие параметры:

• эффективность разведочного бурения – 220 т/м;
• эффективность поискового бурения – 86 т/м;
• эффективность поисково-разведочного бурения (при соотношении 70/30%) – 180 т/м;
• успешность поискового бурения – 0.51;
• коэффициент перевода запасов из категории С₂ в категорию С₁ – 0.4.

При прогнозе результативности ГРР также следует учитывать снижение эффективности в будущем за счет ухудшения структуры ресурсов.

1.3. Лицензирование недр

 

Рис.5. Динамика передачи участков недр по результатам конкурсов и аукционов и ввод их в разработку

 

На рис. 5 показана динамика лицензирования недр в автономном округе. До 2001 года лицензирование недр проводилось системно, поскольку основной задачей предоставления в пользование участков недр была не сумма бонусных платежей, а ввод недр в хозяйственный оборот. Это позволило передать компаниям 100 участков с запасами около миллиарда тонн нефти. До 2011 года 52 участка введено в разработку, годовая добыча по ним составляет около 14 млн.т. и достигнет 20-25 млн.т. к 2020 году. С 2002 года проведение аукционов в автономном округе фактически «заморожено», открытые месторождения нераспределенного фонда недр не передаются в пользование компаниям, на них не ведется ни добыча, ни разведка. Как видно на графике, ввод месторождений и, соответственно, добыча нефти не могут начинаться сразу после передачи участков, временной интервал составляет 10-12 лет. Таким образом, «провал» в лицензировании недр отразится на добыче по новым участкам, начиная с 2010-2012 гг.

1.4. Разработка месторождений и добыча нефти

Добыча нефти в автономном округе достигла своего максимума в 1987 г. и составила 360 млн.т. (рис.1). Затем произошло резкое сокращение добычи в 1996 г. до 165 млн.т.. С 1997 г. отрасль начала восстанавливаться после реформ, и в 2007 году добыча вновь достигла своего максимума – 278.4 млн.т.. С 2004 года в Югре происходит значительный рост объемов эксплуатационного бурения с 5.5 млн.м. в 2003 г. до 12 млн.м. в 2010 г. Кроме того, за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) обеспечивается дополнительная добыча в количестве 25-30 млн.т. нефти ежегодно. Тем не менее, при практически двукратном увеличении объемов эксплуатационного бурения в течение последних 5 лет темпы увеличения добычи нефти начинают снижаться, а с середины 2006 года рост добычи прекращается, и в 2009 г. добыча ниже объёмов 2008 г. на 7 млн.т., а в 2010 г. на 4.6 млн.т. по сравнению с 2009 г.

Разработка всех месторождений нефти и газа ведётся по проектным документам. Проектные документы содержат плановые показатели на весь период рентабельной разработки месторождений, включая объём эксплуатационного бурения, ввод новых скважин, действующий фонд, проектные дебиты скважин, годовую добычу нефти. Если просуммировать все проектные показатели по годовой добыче, по всем разрабатываемым месторождениям, то можно спрогнозировать добычу нефти по проектным документам. Но, реальная ситуация значительно отличается от ситуации, планируемой по проектным документам.

 

Рис.6. Выполнение проектных документов по добыче нефти

 

На рис.6 показано отклонение фактических показателей добычи нефти от проектных. Если до 2004 года наблюдалось превышение фактической добычи над проектной, то с 2005 года из-за претензий правоохранительных и контрольных органов проектные документы были массово изменены, и фактическая добыча стала ниже проектной. В 2007 году расхождение составило 11 млн.т.. Это расхождение между проектной и фактической добычей необходимо учитывать при прогнозе.

Основные причины снижения добычи в Югре:

1. Ухудшение сырьевой базы.
2. Допущенные грубые нарушения проектных технологических решений.
3. Использование потенциала методов увеличения нефтеотдачи не в полной мере.
4. Крайне недостаточный при эксплуатации месторождений объем исследований по изучению объектов и процессов разработки, выработки запасов, энергетики пластов и технического состояния скважин, что приводит к неудовлетворительному информационному обеспечению как проектирования, так и самой разработки.

 

Рис.7. Прогноз добычи нефти и объемов эксплуатационного бурения по действующим проектным документам (на 01.01.2008 г.)

 

Прогноз добычи нефти и объемов эксплуатационного бурения по проектным документам приведен на рис.7. Как показано выше, уровень годовой добычи нефти требует корректировки, при этом основными параметрами для расчетов добычи следует считать объемы эксплуатационного бурения, действующий фонд скважин и их прогнозные дебиты.

Объёмы эксплуатационного бурения могут отклоняться от проектов как в большую, так и в меньшую сторону, что связано с объемами инвестиций, которые в основном зависят от мировой цены на нефть.

Имеется и ряд технологических ограничений. Если по проектным документам просуммировать не годовую добычу, а фонд скважин на полное разбуривание месторождений, то общий фонд (с начала разработки) может составить 243 тысячи скважин. На 01.01.2010 г. в автономном округе пробурено 148 706 скважин. Таким образом, оставшийся для разбуривания фонд составляет 94 294 скважины. Из них в период до 2020 года проектными документами запланировано бурение 64 294 скважин, с 2020 по 2030 гг. – 28 000 скважин и около 2 тысяч скважин после 2030 года.

Для прогноза необходимо учесть и качество запасов, вводимых в разработку. Качество запасов количественно выражает показатель вводимых в разработку запасов на одну эксплуатационную скважину.

 

Рис.8. Зависимость плотности запасов от количества эксплуатационных скважин

 

На рис. 8 представлена теоретическая кривая изменения плотности запасов на одну эксплуатационную скважину. Замыкающая предельно рентабельная плотность составляет 25-30 тыс.т/скв. В настоящее время в разработку вводятся запасы со средней плотностью 60-65 тыс.т/скв. Фактическая кривая изменения плотностей запасов на одну эксплуатационную скважину значительно отличается от теоретической и, скорее всего, не носит линейный характер, но её интегральные характеристики соответствуют состоянию запасов и могут быть использованы для расчетов при прогнозе добычи и оценке состояния ресурсной базы.

 

Рис.9. Среднесуточная добыча нефти в Югре

 

Если проанализировать реальную среднесуточную добычу нефти в округе (рис.9), то можно увидеть, что в середине 2006 года уровень добычи достиг максимума ~760 тыс.т/сут и стабилизировался на этом значении с небольшими вариациями. Период стабилизации добычи нефти сменился её снижением. Соответственно, рост добычи, заложенный в проектные документы, не соответствует тому, что происходит в реальности.