Добыча нефти в ХМАО-Югре ведется уже пять десятилетий. На территории округа открыто более 465 месторождений углеводородного сырья, из которых более 255 находятся в разработке. На начало 2015 года в Ханты-Мансийском автономном округе добыто порядка 10 миллиардов 750 миллионов тонн нефти. На рис. 1 представлена динамика накопленной добычи нефти и разрабатываемых месторождений округа.
ХМАО вносит значительный вклад в российскую нефтедобычу, по округу добывается 53 % российской и 7 % мировой добычи нефти, надо отметить, что это больше чем добывает любая страна мира, за исключением Саудовской Аравии и США. Стоит отметить, что данный регион обеспечивает более половины годовой добычи нефти в стране уже порядка трех десятилетий. В 2012 году из недр округа была добыта 10-миллиардная тонна нефти, в мировой накопленной добыче это составляет порядка 5 %, надо отметить, что это значимое событие не только в масштабе Западной Сибири или России, но и в целом всей нефтяной отрасли мира.
Рис. 1. Динамика накопленной добычи и разрабатываемых месторождений ЮГРЫ
Достигнутые показатели в 2012 году
|
Показатели |
Кол-во |
Ед. изм. |
|
Накопленная добыча нефти |
10 |
млрд т |
|
Накопленный объем бурения |
370 |
млн м |
|
Пробурено и введено |
158 |
тыс. скв. |
|
Накопленная добыча жидкости |
41 |
млрд т |
|
Накопленная закачка воды |
49 |
млрд м3 |
|
Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) |
0,22 |
д .ед. |
|
Конечный коэффициент извлечения нефти |
0,37 |
д. ед. |
|
Отбор от начальных извлекаемых запасов (АВС1) |
58 |
% |
|
Отбор от начальных извлекаемых запасов (АВС1 + С2) |
48 |
% |
|
Текущие извлекаемые запасы (АВС1 + С2) |
около 11 |
млрд т |
|
Ø в том числе разбуренные и добываемые (АВС1) |
около 7 |
млрд т |
|
Ø в том числе предстоящие разбурению (С2) |
около 4 |
млрд т |
|
Кратность извлекаемых запасов (АВС1 + С2) при текущих темпах отбора |
43 |
год |
Таким образом накопленная добыча нефти составила 10 млрд т, для чего потребовалось пробурить 370 млн м горных пород, построить и ввести 158 тыс. скважин, извлечь из недр 41 млрд т жидкости и закачать 49 млрд м куб. воды (таблица). Средний текущий КИН по разрабатываемым месторождениям составляет 0,22 д.ед. Выработка запасов АВС1 + С2 составляет 48 %, то есть в недрах еще остается немного больше того, что уже добыто, это около 11 млрд тонн. Также важным необходимо отметить, что кратность остаточных извлекаемых запасов (АВС1 + С2) при текущих темпах отбора составляет всего 43 года, но с учетом снижения добычи в будущем лет на сто, конечно, еще хватит, однако сможет ли это удовлетворять растущие потребности человечества.
В 2014 году добыча нефти в ХМАО составила 250,4 млн т, что на 4,7 млн т меньше чем в 2013 году. Таким образом, падение добычи нефти по округу продолжается уже шесть лет подряд, что видно на рис. 2. Падение добычи нефти с 2009 по 2012 год замедлялось с 7 млн т (2009 г.) до 2,6 млн т (2012 г.), что давало повод для оптимизма и перелома нисходящего тренда, но в 2013 и 2014 годах падение усилилось до 4,8 и 4,7 млн т соответственно, что, конечно же, вызывает большую озабоченность перспективами добычи нефти в Югре. К тому же текущая стоимость нефти на мировых товарных рынках, опустившаяся почти до 45 долларов за баррель в январе 2015 года, дает повод для продолжения нисходящей тенденции по добычи нефте и 2015 году.
Плавное снижение добычи нефти также хорошо прослеживается на графике среднесуточной добычи нефти по месяцам (рис. 3), которая за последние три года с января 2012 г. по ноябрь 2014 г. снизилась на 34 тыс. т в сутки (4,8 %).
Для поддержания добычи нефти на достигнутых уровнях необходимо постоянное проведение все большего и большего количества ГТМ. На приведенной динамике прироста добычи от ГТМ в 2008–2013 годы (рис. 4) можно увидеть нисходящую тенденцию как по суммарному приросту добычи нефти, так и по удельному на одну скважино-операцию. И хотя прирост добычи нефти в 2013 году составил больше, чем за предыдущие два года, но если рассматривать этот показатель удельно, то становится понятно, что эффективность проводимых на месторождениях мероприятий неуклонно снижается. Снижение удельного прироста добычи прослеживается по таким технологиям, как бурение горизонтальных скважин, боковых стволов, гидроразрыва пласта и новым скважинам обычного профиля (рис. 5).
Рис. 2. Динамика и прирост добычи нефти в ХМАО
Рис. 3. Среднесуточная добыча нефти по ХМАО-Югре
Рис. 4. Динамика прироста добычи нефти от ГТМ
Рис. 5. Динамика прироста добычи нефти по мероприятиям на одну скважинно-операцию
Рис. 6. Прирост добычи нефти от мероприятий, проведенных недропользователями ХМАО-Югры за 2013 год
Рассматривая прирост добычи нефти по отдельным мероприятиям, необходимо отметить, что наибольший вклад осуществляется от гидроразрыва пласта, но удельная эффективность данной технологии ниже, чем бурение горизонтальных или боковых стволов (рис. 5, 6). Опираясь на удельные показатели, можно сделать вывод, что бурение бокового ствола в три раза эффективнее, чем гидроразрыв, а горизонтального ствола ‒ в пять раз.
Опираясь на выше представленный материал, можно сделать вывод, что традиционные технологии разработки, включающие в себя стандартный набор ГТМ, исчерпали свои возможности для перелома нисходящей тенденции. Назрела необходимость в создании новых технологий нефтедобычи, базирующихся на более глубоких фундаментальных исследованиях, но в сложившихся экономических условиях реализация таковых представляется весьма сомнительной.
Рецензенты:Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;
Леонтьев С.А., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.
Работа поступила в редакцию 10.03.2015.