Нефть Западной Сибири

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нефть Западной Сибири

 

Содержание:

1.Актуальность темы  исследований.

2.Структура и качественная характеристика нефтегазовых ресурсов Западной Сибири.

3. Динамика развития нефтеперерабатывающей промышленности Западно-Сибирского региона.

4. Перспективы развития нефтегазового комплекса Западной Сибири.

5. Заключение

 

1.Актуальность темы исследований.

Наращивание добычи нефти  и газа, наблюдаемое в последнее  время на месторождениях Западной Сибири, обеспечившее лидерство России на мировом рынке углеводородного сырья, сопровождается активизацией опасных процессов и явлений, приводящей к кризисному состоянию окружающей природной среды. Предупреждение опасных природных процессов и критических состояний инженерных объектов может быть эффективным только при использовании современных технологий принятия решений на основе анализа причинно-следственных связей в системе «природная среда - человек - техногенный комплекс». В то же время практика государственного управления охраной окружающей среды показывает, что большее внимание традиционно уделяется не причинам, а следствиям. В результате продолжает снижаться качество среды обитания, сдерживается развитие нормативно-методической базы экологически сбалансированного природопользования, а с точки зрения средне- и долгосрочного планирования такие методы управления становятся экономически невыгодными 
Следствием стратегии, диктуемой стремлением к достижению скорейших экономических выгод, являются многочисленные аварии и катастрофы техногенного и природно-техногенного характера, происходящие в мире, и, в частности, в России. В этом отношении не является исключением и нефтегазовая отрасль, на объектах которой происходит около 50 тысяч аварий в год. До недавнего времени большинство аварийных ситуаций связывалось в основном с причинами технологического характера. И только в последнее время наметился пересмотр взглядов на роль геодинамического фактора при оценке рисков. Исследования в рамках нового научного направления - современной геодинамики -убедительно доказывают, что весьма опасными для человека и среды его обитания являются современные деформационные процессы, протекающие в зонах активных разломов. В настоящее время разрабатывается научно-методическая база, отвечающая современным требованиям государственной службы Ростехнадзора, и осуществляется пересмотр с новых геодинамических позиций устаревших нормативных документов на проектирование, строительство и эксплуатацию экологически опасных и особо ответственных промышленных объектов. Важной частью разработок является изучение возможностей использования аэрокосмической информации для оценки эколого-геодинамической опасности и обусловленного ею геоэкологического риска функционирования этих объектов на разных этапах освоения месторождений. Особую практическую значимость это имеет для изучения обширных и труднодоступных территорий Западно-Сибирского региона, в пределах которого развита густая сеть нефте- и газопроводов общей протяженностью свыше 100 тыс. км и разрабатывается около 500 месторождений углеводородного сырья - объектов высокой эколого-геодинамической опасности и геоэкологического риска. 
Основой количественного определения степени опасности служат данные геодинамического (геодеформационного) мониторинга, получаемые методами повторных инструментальных наблюдений. При проектировании систем мониторинга широко используются имеющиеся геолого-геофизические и промысловые данные. Исследования, проведенные на ряде месторождений Западной Сибири, свидетельствуют об оптимальности комплексирования этих данных на основе аэрокосмической информации с использованием геоинформационных технологий (ГИС-технологий). Актуальность диссертационной работы, таким образом, обусловлена: 
необходимостью совершенствования методик дешифрирования и линеаментного анализа дистанционно-картографических материалов на основе современных научных представлений с целью рационального проектирования систем мониторинга, оптимального размещения промышленных объектов и правильного выбора режима их эксплуатации; 
- требованием разработки структуры, технологии и специального содержания картографических баз данных оценки эколого-геодинамической опасности для практического использования ГИС-технологий при принятии решений; 
- требованиями научно-методического обеспечения нормирования системы эколого-геодинамической безопасности нефтегазовой отрасли.

 

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].

 

1.2 Текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти

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 .

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%.

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".

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.

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.