Реферат: Зарубежнефть общая характеристика эффективности использования запасов нефти

ГП РВО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»

Общая характеристика

эффективности использования запасов нефти


Как известно, основным методом добычи нефти в России является метод заводнения. Этот метод характеризуется удовлетворительной степенью извлечения нефти в случае разработки месторождений с активными запасами. Масштабное применение заводнения в послевоенный период сыграло выдающуюся роль в восстановлении и подъеме экономики страны. Применение этого метода сопровождалось высокими экономическими и технологическими показателями. В частности, к началу 60-х годов нефтеотдача достигала 50 % и даже превышала этот показатель. Вместе с тем, следует иметь в виду, что в этот период в разработку вводились в основном месторождения со значительной долей активных запасов (Ромашкинское, Туймазинское, Мухановское, Анастасиевско-Троицкое и др.). По мере выработки этих запасов и ввода в разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами эффективность заводнения снижалась. С начала 60-х годов началось падение нефтеотдачи, которое продолжается и поныне. По данным Минэнерго РФ текущая обводненность добываемой продукции в целом по отрасли составляет около 82 % [7]. Для добычи 1 тонны нефти приходится извлекать 4 тонны попутной воды. Среднесуточный дебит нефти одной скважины составляет 7,5 т/сут., в то время как еще в начале 90-х годов он был в 1,5 раза, а в 1975 г. - в 3,5 раза выше.

Основную долю добычи нефти в стране обеспечивают вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК), формирование которых началось в 1992 г. и продолжается в настоящее время. В 2000 г. функционировали 11 ВИНК, на долю которых приходилось 88 % добычи нефти в стране. Доля более 100 небольших независимых компаний составляла 3 %. Столько же обеспечивал «Газпром», а 6 % - совместные предприятия.

Очевидно, что эффективность использования запасов нефти в значительной мере определяется деятельностью ВИНК, у которых сосредоточено примерно 95 % всех текущих извлекаемых запасов страны. В таблице 1 приведены некоторые показатели деятельности ВИНК в 2000 г. [8].

Таблица 1

Показатели деятельности ВИНК в 2000 г.

ВИНК

Запасы нефти, млн.т. (А+В+С1)

Доля трудно-извлека-

емых запасов,

%

Темп отбора от запасов,

%



Добыча нефти, млн.т.

Потенциал добычи нефти из активных запасов, млн.т./год

всего

актив-ные



ОАО «НК ЛУКойл»

3344

2006

40

1,9

62,18

80-100

^ ОАО «НК «ЮКОС»

2607

1173

55

1,9

49,55

47-59

ОАО «Сургутнефтегаз»

1504

721

52

2,7

40,62

29-36

ОАО «Роснефть»

1573

550

65

0,9

13,47

22-28

^ ОАО «ТНК»

3707

1631

56

1,0

35,68

65-82

ОАО «Сиданко»

495

287

42

2,2

10,69

11-14

^ ОАО «ОНАКО»

280

140

50

2,7

7,48

6-7

ОАО «НК «Сибнефть»

753

338

55

2,3

17,20

14-17

ОАО «НГК «Славнефть»

286

177

38

4,3

12,16

7-9

ОАО «Татнефть»

841

580

31

2,9

24,34

23-29

ОАО «НК «Башнефть»

365

274

25

3,3

11,94

11-14

Итого

15755

7877

50

1,8

285,13

315 – 405


Следует подчеркнуть, что приведенные в таблице 1 данные отражают принятую в нашей стране классификацию извлекаемых запасов, которая, как отмечалось ранее, отличается примерно в 2 раза в большую сторону от принятых западных оценок так называемых доказанных запасов. Согласно этим оценкам доказанные извлекаемые запасы в России составляют 6,378-6,85 млрд. т [15]. Следует отметить, что и Посольство России в США в конце 2002 г. дало также оценку 6,85 млрд.т.

В последние годы западные эксперты ведут работу по пересмотру российских запасов. Диапазон, в котором находятся современные оценки весьма широк и составляет 6,3-20,5 млрд.т. Согласно аудиту, проведенному известными западными фирмами Miller and Lents и De Golier and MacNaughton доказанные извлекаемые запасы нефти крупнейших российских компаний (ЛУКойл, ЮКОС, «Сургутнефтегаз», ТНК, «Сибнефть» в 2000 г. составляли 6,381 млрд. т (см. табл. 2). Эта суммарная оценка отличается от приведенных в таблице 1 данных примерно в 1,9 раза, что вполне соответствует поправочному коэффициенту перевода запасов по российской классификации в западную.

Таблица 2

Доказанные запасы нефтяных компаний,

по данным международного аудита [15]

Компании

Запасы (млрд.т)

Запасы (млрд барр.)

ОАО «НК «ЛУКойл»

2,04

14,516

^ ОАО «НК «ЮКОС»

1,718

12,595

ОАО «ТНК»

1,01

7,403

ОАО «Сургутнефтегаз»

0,969

7,105

ОАО «НК «Сибнефть»

0,644

4,644

Итого

6,381

46,263


Из приведенных в таблице 2 данных следует, что около 80 % всех извлекаемых запасов страны сосредоточены в упомянутых выше пяти крупных нефтяных компаниях. Объем этих запасов, более чем в 2 раза превышает объем запасов нефти в США. Тем не менее, суммарный уровень добычи нефти упомянутых российских ВИНК в 2 раза ниже, чем в США. При этом структура запасов нефти в США не лучше, чем в России. Это объясняется тем, что в США в течение многих лет удается удерживать весьма высокие темпы отбора нефти в размере 8-12 % от текущих извлекаемых запасов. Такие темпы отбора возможны потому, что в США государство особое внимание придает рациональному использованию

запасов нефти, создает с этой целью такие стимулирующие и побудительные меры, которые позволяют американским нефтяникам экономически оправдано применять все современные достижения научно-технического прогресса в области интенсификации добычи нефти при одновременном увеличении нефтеотдачи пластов.

В России темпы отбора нефти от текущих извлекаемых запасов существенно ниже (рис. 8). В период 1993-1999 г.г. темп отбора нефти от текущих извлекаемых запасов, оцененных по российской методике, не превышал 2 %, или менее 4 % от текущих извлекаемых запасов, оцененных по западной методике.

В нашей стране темп отбора нефти в значительной мере определяется долей трудноизвлекаемых запасов. Увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов - уменьшается темп отбора. В конце 70-х – начале 80-х г.г. темп отбора был в 1,6-1,8 раз больше. Однако, в то время превалировала доля активных запасов (около 70 %), а их разработка с применением заводнения сопровождалась высокими технологическими показателями, в том числе и темпами отбора нефти.

К настоящему времени доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась примерно в 1,6 раза, почти в таком же соотношении снизились и темпы отборов нефти. Это означает, что ввод в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и с превалирующим применением традиционного заводнения сопровождается ухудшением показателей технологической эффективности, в том числе нефтеотдачи и темпов добычи нефти.

Положение осложняется еще и чрезмерно высокой обеспеченностью запасами нескольких крупных нефтяных компаний, производящих более половины добычи нефти в стране. У этих компаний есть резервы для увеличения добычи нефти без существенных дополнительных затрат на применение новых технологий повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В таблице 1 приведены оценки потенциальных годовых уровней добычи нефти, которые могут быть достигнуты нефтяными компаниями из активной части их запасов. Такие




Рис. 8. Динамика темпа отбора извлекаемых запасов и рост доли трудноизвлекаемых запасов в России.

величины добычи нефти могут быть получены, если темпы отбора будут поддерживаться на вполне достигаемых в течение ближайших нескольких лет уровнях в размере 4-5 % от текущих активных извлекаемых запасов. Из таблицы 1 видно, что большинство крупных нефтяных компаний имеют значительный резерв в увеличении добычи нефти за счет интенсификации разработки активной части своих запасов. И текущее увеличение добычи нефти, связанное с благоприятной ценовой конъюнктурой, подтверждает это положение.

Тот факт, что нынешнее увеличение добычи нефти в стране достигается за счет интенсификации выработки активных запасов, следует также из материалов ВНИИ им. академика А.П.Крылова (рис. 9). Из этого рисунка видно, что в период 1992-2002 г.г. уровень добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов практически не менялся и находился в пределах 75-90 млн.т, а рост добычи обеспечивался за счет интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов нефти.

В течение последних трех лет (2000-2002 г.г.) Россия добыла более 1 млрд.т [16], в том числе около 800 млн.т из активных запасов. Если учесть, что в последние годы сырьевая база пополняется в основном за счет трудноизвлекаемых запасов, то размер активных запасов к 2003 г. уменьшился примерно до 7,0 млрд.т (3,7 млдр. т по Западной оценке), а их доля в общих запасах снизилась примерно до 44 %. Снизился также и потенциал добычи нефти из активных запасов, который в 2003 году составляет 260-330 млн.т.

Необходимо иметь в виду, что интенсивная выборочная отработка активных запасов приведет к еще большим темпам падения нефтеотдачи, а через 7-10 лет практически придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами, доля которых увеличивается до 75-80 %. Этот факт не отрицают и некоторые руководители крупных ВИНК. Но при этом стратегия выборочной отработки запасов оправдывается тем сомнительным доводом, что со временем потребность в нефти будет уменьшаться.



Рис. 9. Динамика структуры добычи нефти на месторождениях РФ, млн. т

Показательно, что растет число специалистов, которые предупреждают о том, что интенсивная разработка текущих активных запасов нефти приведет к их скорому истощению и катастрофическому падению добычи. В частности, согласно данным Минэнерго РФ проектируемые объемы добычи нефти обеспечены запасами открытых месторождений только до 2010 года, после чего прогнозируется нарастание дефицита нефтяного сырья [9]. Еще более пессимистичны западные оценки, согласно которым при нынешних тенденциях добычи нефти Россия исчерпает свои запасы за 20 лет [12].

Это подтверждается и нашими расчетами, результаты которых отображены в табл. 3 - 7 и на рис. 10 - 17. Эти расчеты проведены из предположения о сохранении основных нынешних компонентов отношения к использованию запасов: преимущественная разработка активной части запасов, применение передовых технологий и технических средств (ГРП, горизонтальные скважины) для интенсификации добычи нефти в основном из активных запасов, вывод из эксплуатации малодебитных скважин, минимально необходимый прирост добычи из трудноизвлекаемой части. При этом учитывалась сложившаяся тенденция «восполнения» запасов. Следует также учесть, что величина «восполняемых» запасов не учитывает потери от снижения нефтеотдачи. Учет этого обстоятельства приведет к еще более неблагоприятным результатам.

В расчетах учитывалось также стремление руководителей ряда нефтяных компаний довести добычу нефти в 2005 году до 450 млн.т.

Результаты расчетов свидетельствуют (рис. 10), что после достижения желаемого уровня в 2005 году приемлемые темпы отбора из активных запасов достигнут максимального значения (10-12%). По этой причине уровень добычи нефти из активных запасов уже в 2010 году снизится до 130-160 млн. т, т.е. 2,6-2,7 раза. Это означает, что уже после 2005 года придется увеличивать темп отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов в 1,6 раза к 2020 году (рис. 11). Но и в этом случае выполнить планируемые объемы добычи нефти после 2007 года не удается. Это подтверждает отмеченные выше опасения специалистов Минэнерго РФ.

Таблица 3

Вариант 1 по Российской классификации запасов

Годы

Добыча, млн.т.

Запасы нефти, млн.т.

Темп отбора, %

по годам

из активных запасов

из трудноизвлекаемых запасов

всего

активные

трудноизвлекаемые

от запасов

от активных запасов

от трудноизвлекаемых запасов

2000

321,0

236,0

85,0

16580,0

7630,0

8950,0

1,9

3,1

0,9

2001

345,0

260,0

85,0

16199,0

7304,0

8895,0

2,1

3,6

1,0

2002

380,0

290,0

90,0

15899,0

6954,0

8945,0

2,4

4,2

1,0

2003

400,0

305,0

95,0

15564,0

6574,0

8990,0

2,6

4,6

1,1

2004

425,0

325,0

100,0

15209,0

6179,0

9030,0

2,8

5,3

1,1

2005

450,0

350,0

100,0

14829,0

5764,0

9065,0

3,0

6,1

1,1

2006

410,0

310,0

100,0

14299,0

5324,0

8975,0

2,9

5,8

1,1

2007

370,0

270,0

100,0

13809,0

4924,0

8885,0

2,7

5,5

1,1

2008

340,0

230,0

110,0

13359,0

4564,0

8795,0

2,5

5,0

1,3

2009

300,0

190,0

110,0

12939,0

4244,0

8695,0

2,3

4,5

1,3

2010

280,0

160,0

120,0

12559,0

3964,0

8595,0

2,2

4,0

1,4

2011

270,0

150,0

120,0

12289,0

3759,0

8530,0

2,2

4,0

1,4

2012

270,0

140,0

130,0

12029,0

3564,0

8465,0

2,2

3,9

1,5

2013

270,0

130,0

140,0

11769,0

3379,0

8390,0

2,3

3,8

1,7

2014

270,0

120,0

150,0

11509,0

3204,0

8305,0

2,3

3,7

1,8

2015

270,0

115,0

155,0

11249,0

3039,0

8210,0

2,4

3,8

1,9

2016

270,0

110,0

160,0

10989,0

2879,0

8110,0

2,5

3,8

2,0

2017

260,0

100,0

160,0

10729,0

2724,0

8005,0

2,4

3,7

2,0

2018

260,0

100,0

160,0

10479,0

2579,0

7900,0

2,5

3,9

2,0

2019

260,0

100,0

160,0

10229,0

2434,0

7795,0

2,5

4,1

2,1

2020

245,0

90,0

155,0

9979,0

2289,0

7690,0

2,5

3,9

2,0




Таблица 4

Вариант 2 по Западной классификации запасов

Годы

Добыча, млн.т.

Запасы нефти, млн.т.

Темп отбора , %

по годам

из активных запасов

из трудноизвлекаемых запасов

всего

активные

трудноизвлекаемые

от запасов

от активных запасов

от трудноизвлекаемых запасов

2000

321,0

236,0

85,0

8727,0

4225,0

4502,0

3,7

5,6

1,9

2001

345,0

260,0

85,0

8519,0

3989,0

4530,0

4,0

6,5

1,9

2002

380,0

280,0

100,0

8287,0

3729,0

4558,0

4,6

7,5

2,2

2003

400,0

300,0

100,0

8020,0

3449,0

4571,0

5,0

8,7

2,2

2004

425,0

325,0

100,0

7733,0

3149,0

4584,0

5,5

10,3

2,2

2005

450,0

350,0

100,0

7421,0

2824,0

4597,0

6,1

12,4

2,2

2006

420,0

300,0

120,0

7084,0

2474,0

4610,0

5,9

12,1

2,6

2007

390,0

250,0

140,0

6777,0

2174,0

4603,0

5,8

11,5

3,0

2008

340,0

200,0

140,0

6500,0

1924,0

4576,0

5,2

10,4

3,1

2009

290,0

150,0

140,0

6273,0

1724,0

4549,0

4,6

8,7

3,1

2010

270,0

130,0

140,0

6096,0

1574,0

4522,0

4,4

8,3

3,1

2011

260,0

110,0

150,0

5939,0

1444,0

4495,0

4,4

7,6

3,3

2012

250,0

100,0

150,0

5792,0

1334,0

4458,0

4,3

7,5

3,4

2013

245,0

90,0

155,0

5655,0

1234,0

4421,0

4,3

7,3

3,5

2014

240,0

80,0

160,0

5523,0

1144,0

4379,0

4,3

7,0

3,7

2015

240,0

75,0

165,0

5396,0

1064,0

4332,0

4,4

7,0

3,8

2016

240,0

70,0

170,0

5269,0

989,0

4280,0

4,6

7,1

4,0

2017

235,0

65,0

170,0

5142,0

919,0

4223,0

4,6

7,1

4,0

2018

230,0

60,0

170,0

5020,0

854,0

4166,0

4,6

7,0

4,1

2019

220,0

55,0

165,0

4903,0

794,0

4109,0

4,5

6,9

4,0

2020

210,0

50,0

160,0

4796,0

739,0

4057,0

4,4

6,8

3,9




Таблица 5

Вариант 3 в соответствии с энергетической программой (по Западной классификации запасов)

Годы

Добыча, млн.т.

Запасы нефти, млн.т.

Темп отбора , %

по годам

из активных запасов

из трудноизвлекаемых запасов

всего

активные

трудноизвлекаемые

от запасов

от активных запасов

от трудноизвлекаемых запасов

2000

323,0

238,0

85,0

8704,0

4202,0

4502,0

3,7

5,7

1,9

2001

320,0

235,0

85,0

8494,0

3964,0

4530,0

3,8

5,9

1,9

2002

317,0

217,0

100,0

8287,0

3729,0

4558,0

3,8

5,8

2,2

2003

314,0

214,0

100,0

8083,0

3512,0

4571,0

3,9

6,1

2,2

2004

311,0

211,0

100,0

7882,0

3298,0

4584,0

3,9

6,4

2,2

2005

308,0

208,0

100,0

7684,0

3087,0

4597,0

4,0

6,7

2,2

2006

307,5

187,5

120,0

7489,0

2879,0

4610,0

4,1

6,5

2,6

2007

307,0

167,0

140,0

7294,5

2691,5

4603,0

4,2

6,2

3,0

2008

306,5

166,5

140,0

7100,5

2524,5

4576,0

4,3

6,6

3,1

2009

306,0

166,0

140,0

6907,0

2358,0

4549,0

4,4

7,0

3,1

2010

305,0

165,0

140,0

6714,0

2192,0

4522,0

4,5

7,5

3,1

2011

305,0

155,0

150,0

6522,0

2027,0

4495,0

4,7

7,6

3,3

2012

305,0

145,0

160,0

6330,0

1872,0

4458,0

4,8

7,7

3,6

2013

305,0

132,0

173,0

6138,0

1727,0

4411,0

5,0

7,6

3,9

2014

305,0

120,0

185,0

5946,0

1595,0

4351,0

5,1

7,5

4,3

2015

305,0

110,0

195,0

5754,0

1475,0

4279,0

5,3

7,5

4,6

2016

305,0

98,0

207,0

5562,0

1365,0

4197,0

5,5

7,2

4,9

2017

305,0

92,0

213,0

5370,0

1267,0

4103,0

5,7

7,3

5,2

2018

305,0

83,0

222,0

5178,0

1175,0

4003,0

5,9

7,1

5,5

2019

305,0

78,0

227,0

4986,0

1092,0

3894,0

6,1

7,1

5,8

2020

305,0

69,0

236,0

4794,0

1014,0

3780,0

6,4

6,8

6,2




Таблица 6

Вариант 4 в соответствии с энергетической программой (по Западной классификации запасов)

Годы

Добыча, млн.т.

Запасы нефти, млн.т.

Темп отбора , %

по годам

из активных запасов

из трудноизвлекаемых запасов

всего

активные

трудноизвлекаемые

от запасов

от активных запасов

от трудноизвлекаемых запасов

2000

323,0

238,0

85,0

8708,0

4206,0

4502,0

3,7

5,7

1,9

2001

324,0

239,0

85,0

8498,0

3968,0

4530,0

3,8

6,0

1,9

2002

325,0

225,0

100,0

8287,0

3729,0

4558,0

3,9

6,0

2,2

2003

326,0

226,0

100,0

8075,0

3504,0

4571,0

4,0

6,4

2,2

2004

326,5

226,5

100,0

7862,0

3278,0

4584,0

4,2

6,9

2,2

2005

327,0

227,0

100,0

7648,5

3051,5

4597,0

4,3

7,4

2,2

2006

328,6

208,6

120,0

7434,5

2824,5

4610,0

4,4

7,4

2,6

2007

330,2

190,2

140,0

7218,9

2615,9

4603,0

4,6

7,3

3,0

2008

331,8

191,8

140,0

7001,7

2425,7

4576,0

4,7

7,9

3,1

2009

333,4

177,0

156,4

6782,9

2233,9

4549,0

4,9

7,9

3,4

2010

335,0

160,0

175,0

6562,5

2056,9

4505,6

5,1

7,8

3,9

2011

337,0

149,0

188,0

6340,5

1896,9

4443,6

5,3

7,9

4,2

2012

339,0

135,0

204,0

6116,5

1747,9

4368,6

5,5

7,7

4,7

2013

341,0

124,0

217,0

5890,5

1612,9

4277,6

5,8

7,7

5,1

2014

343,0

113,0

230,0

5662,5

1488,9

4173,6

6,1

7,6

5,5

2015

345,0

105,0

240,0

5432,5

1375,9

4056,6

6,4

7,6

5,9

2016

348,0

96,0

252,0

5200,5

1270,9

3929,6

6,7

7,6

6,4

2017

351,0

87,0

264,0

4965,5

1174,9

3790,6

7,1

7,4

7,0

2018

354,0

80,0

274,0

4727,5

1087,9

3639,6

7,5

7,4

7,5

2019

357,0

74,0

283,0

4486,5

1007,9

3478,6

8,0

7,3

8,1

2020

360,0

68,0

292,0

4242,5

933,9

3308,6

8,5

7,3

8,8




Таблица 7

Вариант 5 в соответствии с энергетической программой (по Западной классификации запасов)

Годы

Добыча, млн.т.

Запасы нефти, млн.т.

Темп отбора , %

по годам

из активных запасов

из трудноизвлекаемых запасов

всего

активные

трудноизвлекаемые

от запасов

от активных запасов

от трудноизвлекаемых запасов

2000

323,0

238,0

85,0

8708,0

4206,0

4502,0

3,7

5,7

1,9

2001

324,0

239,0

85,0

8498,0

3968,0

4530,0

3,8

6,0

1,9

2002

325,0

225,0

100,0

8287,0

3729,0

4558,0

3,9

6,0

2,2

2003

326,0

226,0

100,0

8075,0

3504,0

4571,0

4,0

6,4

2,2

2004

326,5

226,5

100,0

7862,0

3278,0

4584,0

4,2

6,9

2,2

2005

327,0

227,0

100,0

7648,5

3051,5

4597,0

4,3

7,4

2,2

2006

328,6

208,6

120,0

7434,5

2824,5

4610,0

4,4

7,4

2,6

2007

330,2

190,2

140,0

7218,9

2615,9

4603,0

4,6

7,3

3,0

2008

331,8

191,8

140,0

7001,7

2425,7

4576,0

4,7

7,9

3,1

2009

333,4

177,0

156,4

6782,9

2233,9

4549,0

4,9

7,9

3,4

2010

335,0

160,0

175,0

6562,5

2056,9

4505,6

5,1

7,8

3,9

2011

337,0

149,0

188,0

6340,5

1896,9

4443,6

5,3

7,9

4,2

2012

339,0

135,0

204,0

6116,5

1747,9

4368,6

5,5

7,7

4,7

2013

340,0

124,0

216,0

5890,5

1612,9

4277,6

5,8

7,7

5,0

2014

340,0

113,0

227,0

5663,5

1488,9

4174,6

6,0

7,6

5,4

2015

340,0

105,0

235,0

5436,5

1375,9

4060,6

6,3

7,6

5,8

2016

340,0

98,0

242,0

5209,5

1270,9

3938,6

6,5

7,7

6,1

2017

340,0

91,0

249,0

4982,5

1172,9

3809,6

6,8

7,8

6,5

2018

340,0

85,0

255,0

4755,5

1081,9

3673,6

7,1

7,9

6,9

2019

340,0

79,0

261,0

4528,5

996,9

3531,6

7,5

7,9

7,4

2020

340,0

74,0

266,0

4301,5

917,9

3383,6

7,9

8,1

7,9



Рис. 10 Добыча нефти




Рис. 11 Добыча нефти (Вариант 2 по Западной классификации запасов)

Более благоприятная динамика добычи нефти намечалась в «Основных положениях энергетической стратегии России на период до 2020 года», одобренных Правительством РФ (Протокол № 39 от 23 ноября 2000 года) (табл. 5, 6, 7 рис. 12, 13). Умеренные уровни годовой добычи нефти (305 - 320 млн. т) (табл. 5, рис. 14-17) могли быть обеспечены при щадящих темпах отбора нефти из активных запасов (5,7 – 7,6 %) и постепенном наращивании добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов (от 2,2 % в 2004 г. до 6,2 %). Даже при более высоких уровнях добычи нефти (от 323 млн. т до 340 - 360 млн. т) также могли быть обеспечены щадящими темпами отбора из активных запасов (до 7,9 %), хотя при этом после 2008 г. было бы необходимо наращивать добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов (от 3,1 % в 2008 г. до 8,1 - 8,8 % в 2020 г.) (см. табл. 6).

Из сопоставления приведенных результатов расчетов видны негативные последствия быстрого наращивания добычи нефти в основном за счет интенсификации отборов из активных запасов. Так, уже в 2009 г. при такой стратегии уровень добычи нефти (290 млн. т) будет ниже, чем в случае реализации правительственной стратегии (306 млн. т). При этом темпы отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов одинаковы, а темп отбора из активных запасов остается более высоким в случае сохранения нынешней стратегии (см. табл. 4, 5).

В целом проведенные расчеты подтверждают основное положение настоящей работы о необходимости уже сегодня восстановить активную работу по развитию третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Без этого невозможно реализовать ни один из рассчитанных вариантов. При этом особое внимание следует уделить созданию благоприятных условий для отечественных сервисных предприятий и научных учреждений в решении этой проблемы. В противном случае это чревато крупными валютными потерями для приобретения новых методов и средств увеличения нефтеотдачи за рубежом и сопутствующими потерями рабочих мест на сервисных предприятиях, в промышленности, научно-исследовательских и конструкторских организациях.




Рис. 12 Добыча нефти (по Западной классификации запасов)




Рис. 13 Темп отбора нефти по Западной классификации запасов





Рис. 14 Добыча нефти из активных запасов

(в соответствии с Западной классификацией запасов)





Рис. 15 Добыча нефти из трудноизвлекаемых запасов

(в соответствии с Западной классификацией запасов)




Рис. 16 Темп отбора нефти из активных запасов

(в соответствии с Западной классификацией запасов)



Рис. 17 Темп отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов

(в соответствии с Западной классификацией запасов)

Темпы отбора и уровни добычи нефти в значительной мере определяются степенью извлечения нефти и величиной извлекаемых запасов – основными показателями рациональной разработки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, нефтеотдача в нашей стране с 1965 г. упала почти в 1,5 раза. Отчасти снижение нефтеотдачи, как и темпов отбора нефти, связано с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти. Однако главная причина – в неадекватности применяемых методов разработки месторождений с такими запасами. Реальные масштабы применения в России современных методов увеличения нефтеотдачи недостаточны для того, чтобы преодолеть тенденцию ухудшения структуры запасов и оказать заметное влияние на динамику ухудшения структуры запасов и эффективное использование потенциала извлекаемых запасов нефти.

На снижение эффективности разработки нефтяных месторождений существенно влияет неполное использование фонда скважин. Фонд неработающих скважин превысил четверть всего эксплуатационного фонда. Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. Известны такие примеры, когда неработающий фонд скважин превышал в 90-х годах 80 %, а выборочная эксплуатация месторождения продолжалась. При этом текущая нефтеотдача месторождения не достигла и половины проектного значения. В конечном счете, это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов нефти. Конечная нефтеотдача по оценке Минтопэнерго РФ [1] может уменьшиться на 5-7 %, что эквивалентно дополнительным потерям извлекаемых запасов в размере примерно 1,5-2,0 млрд. т.

Практика вывода из эксплуатации так называемых «нерентабельных» скважин продолжает использоваться и сегодня, в том числе и на крупных месторождениях. Более того, некоторые ведущие нефтяные компании страны устроили открытое «соревнование» в деле закрытия «нерентабельных» скважин. Закрытие «нерентабельных» скважин рассматривается как важный элемент повышения капитализации этих компаний. Подводится идеологическая база обоснованности этого мероприятия. Указывается, что лишь до 30 % скважин компании дают 85 % добычи нефти, эксплуатация остальных 70 % скважин лишь повышает себестоимость добычи нефти. При этом компании собираются наращивать добычу нефти. Очевидно, речь идет об интенсификации выборочной отработки активной доли запасов компании. То обстоятельство, что вывод из разработки месторождения малодебитных скважин ведет к необратимым потерям нефтеотдачи и извлекаемых запасов нефти в некоторых ведущих нефтяных компаниях не принимается во внимание. Это лишний раз подтверждает неэффективность действующего в стране механизма управления рациональным использованием запасов нефти. Существующие в стране экономические условия деятельности нефтедобывающих предприятий побуждают их к нерачительному отношению к национальному достоянию, а не к широкому применению современных научно-технических достижений в области нефтеотдачи пластов. Ведь именно на этом пути в ведущих нефтедобывающих странах достигается высокая капитализация нефтяных компаний. Недропользователям должно быть выгодно применять приоритетные методы увеличения нефтеотдачи. В нашей стране положение усугубляется еще и тем, что наиболее крупные нефтяные компании, как уже отмечалось выше, обладают чрезмерно высокой обеспеченностью запасами, что при действующей системе налогообложения «стимулирует» выборочную отработку запасов.

Ухудшение разработки нефтяных месторождений привело к тому, что с 1976 г. прирост запасов за счет геолого-разведочных работ только в течение 5 лет (1978-1980, 1984-1985 г.г.) заметно превышал снижение извлекаемых запасов вследствие падения нефтеотдачи и добычи нефти (рис. 18). С 1991 г. геолого-разведочные работы уже не компенсировали эти потери. В результате, если добавить потери в результате списания, извлекаемые запасы за период 1991-2001 г.г. снизились примерно на 7 млрд. т.






Рис. 18. Динамика прироста и снижения извлекаемых запасов.

В целом можно сделать вывод, что использование недр как одного из основных национальных достояний страны осуществляется неудовлетворительно, а управление процессом рационального использования недр со стороны государственных органов управления крайне неэффективно.

Между тем мировая практика свидетельствует о том, что во многих нефтедобывающих странах действует простой и надежный механизм государственного управления рациональным использованием нефтяных ресурсов, стимулирующий недропользователей повышать нефтеотдачу пластов.

В конечном итоге, применение этого механизма позволяет эффективно и с выгодой для государства противопоставить процессам ухудшения структуры запасов и их старения современные достижения научно-технического прогресса в области интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

Полезно в этой связи обратить внимание на опыт США, нефтяная промышленность которых имеет длительную историю и более высокую, нежели в России выработанность ресурсов недр, а качественная структура запасов уступает российской. В этой связи целесообразно уточнить понятие «методы увеличения нефтеотдачи», которое будет использоваться авторами в настоящей работе. Авторы предпочли использовать то понимание, которое применяется нефтяной общественностью на мировых конгрессах,

международных конференциях и симпозиумах, а также в нефтедобывающих странах, где методы и средства увеличения нефтеотдачи получили широкое распространение.