Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири 
Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири
В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической
промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане
наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют
попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому
тщательное изучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является
важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.
Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в
России имеет многовековую историю. Однако технический уровень промыслового
газового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.
Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную
отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём
добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе
страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному
усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших
основные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленными
центрами и химическими заводами.
Целью работы является: исследование исторических аспектов
возникновения, становления и освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири.
Задачами работы являются:
·
изучение структуры ресурсов нефти Западной Сибири,
·
текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти,
·
рассмотрение зарождения и освоение газового комплекса Западной
Сибири,
·
рассмотрение динамики развития нефтегазоперерабатывающей
промышленности Западной Сибири.
1. СТРУКТУРА
И КАЧЕСТВЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
1.1 Структура
ресурсов нефти Западной Сибири
Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция,
начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесь
открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений,
содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России. Благодаря открытию
уникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоению
удалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место в
мире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. т
нефти, что составляет 45% накопленной добычи России.
Рост добычи нефти в Западной Сибири продолжался с 1964 по
1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн. т (включая конденсат). Динамика роста
добычи нефти была неравномерной. Так, с 1964 по 1975 г. добыча увеличилась до
148 млн. т, далее за пятилетие она удвоилась. В дальнейшем темп роста уровня
добычи замедлился, а в 1985 г. произошло его временное снижение. В последующие
три года вновь удалось нарастить добычу нефти, но с 1989 г. началось ускоренное
падение объема добычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на
150 млн. т. Однако и в этих условиях регион занимает ведущее место в России по
объему годовой добычи нефти (70%).
Причинами замедления роста и снижения уровня добычи нефти в
Западной Сибири явились как общий кризис народного хозяйства страны, в том
числе и нефтедобывающей промышленности, так и негативные изменения структуры
сырьевой базы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Рассмотрим геологические
аспекты этой проблемы.
Состояние разведанных запасов нефти. Обобщенными
показателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущих
запасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. Для
Западной Сибири характерно последовательное увеличение текущих запасов, что
определялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. В
последние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился за счет
списания неподтвердившихся запасов нефти, приращенных ранее. Следует обратить
внимание, что в отличие от Западной Сибири падение добычи в Волго-Урале и на
Северном Кавказе сопровождалось снижением объема текущих запасов нефти,
обусловленным превышением добычи нефти над приростом запасов. [4, c. 150]
Замедление роста добычи нефти в Западной Сибири и его
падение в условиях растущих или стабилизировавшихся по объему текущих
разведанных запасов региона привели к росту кратности, что присуще
нефтедобывающим регионам после достижения пика нефтедобычи [З]. Однако в
Западной Сибири минимум кратности в 1,5-2 раза превышал минимальную кратность в
Волго-Урале и на Северном Кавказе, что связано, в частности, и с наличием в
Западной Сибири значительных запасов, не введенных в разработку.
С геологических позиций динамика добычи нефти определяется
объемом запасов и характеристикой их качества. Опыт освоения нефтегазовых недр
Западной Сибири показал, что ресурсная база нефтедобычи существенно
дифференцирована по качеству.
В первую очередь дифференциация ресурсов определяется
распределением НСР по нефтегазоносным комплексам (НГК), продуктивность которых
существенно различна. Так, около половины НСР нефти приходится на неокомский
НГК, в котором преобладают нефтяные залежи с дебитами скважин более 20 т/сут и
максимальными начальными дебитами сотни тонн в сутки. Васюганский НСГ (верхняя
юра) также характеризуется в основном высокодебитными залежами нефти. В других
НГК Западной Сибири - тюменском, баженовском, ачимовском, апт-альбском,
сеноманском - встречаются высокопродуктивные, но доминируют низкопродуктивные
залежи нефти (с начальными дебитами менее 10 т/сут) [1, c.
70].
На рис. 1 приведена текущая структура НСР нефти Западной
Сибири, которая определяется как начальным распределением ресурсов НГК, так и
различиями в темпах освоения различных по качеству запасов и ресурсов нефти.
Запасы и ресурсы нефти: 1 - в нефтегазовых залежах (процент
от ресурсов соответствующей категории данного комплекса); 2 - без имеющихся
способов разработки; 3 -со средними начальными дебитами менее 10 т/сут, %
Рис. 1. Структура начальных суммарных ресурсов
нефти Западной Сибири.
Рассмотрим текущую характеристику качества запасов и
ресурсов нефти. Прежде всего, обращает на себя внимание снижение роли
высокопродуктивных ресурсов неокомского НГК в текущих запасах промышленных
категорий по сравнению с накопленной добычей. В накопленной добыче нефти 86%
принадлежит неокомскому комплексу, причем большую часть здесь составляют
реализованные запасы нефтяных высокопродуктивных залежей и лишь небольшую долю
- запасы подгазовых и относительно малодебитных залежей. На все остальные НГК в
накопленной добыче приходится 14%, из которых третья часть принадлежит
реализованным запасам наиболее продуктивного среди них васюганского НГК. В
текущих запасах ABC1 неокомскому НГК принадлежит 55%, причем в этих запасах
существенную роль играют запасы в подгазовых залежах и относительно низкодебитных
залежах, которые осваивались менее интенсивно или не были введены в разработку
вообще.
В Западной Сибири не введено в разработку около 35% запасов
нефти. Среди них есть запасы месторождений и залежей, находящихся в разведке, а
также запасы, подготовленные ранее, но не вводимые до сих пор по
технико-экономическим соображениям.
В практику анализа сырьевой базы нефтедобычи внедрилось в
последнее время понятие о трудноизвлекаемых запасах (ТИЗ), к которым относят
следующие запасы нефти: в подгазовых залежах; с вязкостью более 30 Па-с; в
коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2; в пластах толщиной
менее 2м [5].
Запасы этой категории в значительном объеме присутствуют в
Западной Сибири. Частично они вовлечены в разработку, частично - остаются неосвоенными.
Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного
периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокома, что ведет
к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества
разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с
ней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темпов
отборов запасов.
Выработанность запасов, введенных в разработку, в целом
составляет около 40% и сильно дифференцирована для разных месторождений и
залежей. По трем уникальным месторождениям, обеспечивающим 26% текущей добычи
нефти, выработка составила 63%. При этом такие самые лучшие по своим
характеристикам залежи, как залежь БВ8 месторождения Самотлор, выработаны на
80-90%. [10, c. 25]
Неравномерность отбора запасов из залежей с разной
продуктивностью можно проиллюстрировать на примере месторождения Самотлор, где
общая выработанность начальных запасов на 1.1.1992 г. превысила 60% .
В связи с высокой степенью выработки к 1991 г. в Западной
Сибири значительно возросла доля запасов месторождений с падающей добычей
(53,9%). Растущую добычу обеспечивают 34,6% запасов, стабильную - 11,5%.
Среднесуточные дебиты нефтяных скважин снизились по основным
разрабатываемым месторождениям со 150 т в 1970 г. до 43 т в 1985 г. и до 10 т в
1990 г.
Возросла обводненность добываемой нефти с 56% (1985 г.) до
72% (1990 г.). По степени обводненности продукции разрабатываемые запасы нефти
в Западной Сибири стали сопоставимы с ресурсами старых районов - Волго-Урала и
Северного Кавказа. Все это привело к снижению темпов отбора запасов. Только за
последние пять лет средние годовые темпы отбора запасов снизились с 3,9 до
2,9%. Снижение темпов отбора типично для подавляющей части разрабатываемых
месторождений и лишь два крупных месторождения - Усть-Балыкское и Покачевское -
характеризовались в 1985-1990 гг. ростом темпа отбора текущих запасов нефти.
Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных
залежей (из залежи пласта БВ8 месторождение Самотлор годовой отбор на пике
добычи составлял, например 20%) привел к последовательному накоплению на
балансе трудноизвлекаемых запасов. Доля ТИЗ в общем балансе разведанных запасов
нефти в Западной Сибири от первых процентов в начале разработки возрастала и
составила в середине 70-х годов более 10%, а ныне более - 50%. Этот показатель
следует учитывать, так как темп отбора ТИЗ на одинаковых стадиях разработки в
4-5 раз ниже, чем для запасов, которые стали в противоположность
трудноизвлекаемым называть "активными" [5].
Таковы качественные характеристики запасов нефти
промышленных категорий в Западной Сибири и тенденции их динамики. Ближайшим
резервом наращивания запасов категорий ABC1 являются предварительно оцененные
запасы (С2).
На запасы нефти категории С2 Западной Сибири приходится
значительная часть нефтяного потенциала месторождений и они связаны в основном
(81%) с разведуемыми и подготовленными к разработке месторождениями. На
разрабатываемых месторождениях концентрация запасов нефти категории С2 невысока
и составляет в среднем 3-6 млн. т на объект. Выполненная дифференциация запасов
нефти категории С2 показала, что 51% их объема сосредоточен в отложениях
шельфового неокома и васюганского комплекса, которые имеют в целом лучшие
фильтрационно-емкостные свойства. Остальная часть относится к менее
продуктивным горизонтам тюменской и баженовской свит, ачимовской толще, которые
характеризуются коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и
высокой долей трудноизвлекаемых запасов с низкой продуктивностью скважин. Однако
и в неокомских отложениях в северной части провинции, в Надым-Пурской и
Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, значительная часть запасов нефти
категории С2 относится к ТИЗ (Восточно-Мессояхское, Салекоптское, Ен-Яхинское,
Уренгойское и другие месторождения. Более 50% запасов нефти категории С2
оценены на залежах с дебитом скважин менее 5-10 м/сут.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП подтверждаемость запасов нефти
категории С2 при переводе в разведанные запасы в регионе широко изменяется и в
среднем равна 0,6. [3, c. 70]
Таким образом, запасы нефти категории С2 Западной Сибири при
их большой количественной оценке по качественным характеристикам уступают не
только уже реализованным запасам, но и текущим запасам категории АВС1.
Неразведанные ресурсы нефти. Количественная оценка
неразведанных ресурсов нефти Западной Сибири на протяжении многих лет является
предметом острых дискуссий. При принятой официальной оценке неразведанные
ресурсы (С3+ Д1 + Д2) составляют около 60% НСР Западной Сибири и количественно
представляют огромный резерв для подготовки запасов промышленных категорий.
Опустив в данном случае споры о количестве, как не имеющие отношение к
рассматриваемой теме, дадим оценку их качественным особенностям.
Перспективные ресурсы (категория С3) размещены в основном в
северных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской,
Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшие
объемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским
(31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активная
и достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам.
Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С3 является их низкая
концентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений на
структурах, оцененных по категории С3, будут в основном мелкими по запасам,
главным образом 3-10 млн. т.
Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности их
значительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятную
характеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сут
составляют 50%.
На состояние ресурсов нефти категории С3 негативное влияние
оказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные и
предварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективных
ресурсов широко изменяется во времени и по отдельным нефтедобывающим районам.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП его величина в последнее десятилетие составила 0.4.
Приведенные данные свидетельствуют о напряженном положении в
регионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокое
бурение.
Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) в
Западной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокой
степенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практически
все ресурсы отнесены к категории Д1. Около 30% прогнозных ресурсов нефти
оценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири - Надым-Пурской,
Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.
Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительное
сокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти)
их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (рис.1). Если из
отложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов в
этих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсов
нефти (категории Д1+ Д2 + С3) составляет в них лишь 39%. Возрастает доля
ресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющих
в основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные с
ними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика доля
трудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомского
комплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовыми
залежами. [7, c. 45]
Опыт геологоразведочных работ последних лет в Западной
Сибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек,
вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефти
связана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанные
запасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, уверенно
обнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то для
прогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различных
неантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсов
нефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление и
подготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов
геолого-поисковых работ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на
них - большего объема глубокого бурения.
К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанных
ресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективы
открытий и экстраполяция складывающихся соотношений на перспективу показали,
что самые значительные средних размеров запасы были открыты в 1965-1971 гг.
(более 300 млн. т). К настоящему времени средний размер запасов открываемых
нефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходить
дальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупных
месторождений (рис. 3).
Рисунок 2. Динамика средней величины запасов нефти открытых
месторождений
Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовых
месторождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов
3-10 млн. т. Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальных
месторождений.
График распределения открытых месторождений по классам
крупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается для
наиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанных
ресурсов на основе математического распределения Парето [2,4] показала
существенное отличие прогнозируемого распределения от фактического в области
мелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасы
месторождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая часть
неразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10
млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будут
преобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются к
открытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особым
вопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефти
месторождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкой
прогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможно
открытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадных
размеров уникальных месторождений (300 км2 и более) свидетельствует о невысокой
вероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасов
нефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в Западной
Сибири с 1983 г.
Страницы: 1, 2
|
