Анализ ситуации и прогноз
Устойчивое развитие нефтяной индустрии РТ наглядно проявилось в успешном преодолении кризисов постигших РФ в рыночных условиях. Успешное преодоление последствий кризисов в рыночных условиях, произошло не само по себе, а благодаря длительному поступательному развитию нефтяной отрасли РТ в течение десятилетий советского периода. Особое значение в этом сыграл выход постановления Совета Министров СССР и Совета Министров РСФСР «О мерах по улучшению разработки нефтяных месторождений и обеспечению дальнейшего развития добычи нефти Татарской АССР» от 28 июля 1968 г. В этот период нефтяная отрасль не просто развивалась, а накапливала нефтяной потенциал для дальнейшего развития. В чем это выражалось?
1. В постоянном отстаивании существенно высоких уровней прогнозных ресурсов республики не ниже 400-450 млн.т, которые официальные экспертирующие организации(ВНИГНИ и др.) предлагали сократить до 90 млн.т Такая позиция позволяла нам сохранять большие объемы глубокого разведочного бурения (ГРР) (в начале на уровне 180 тыс.м, а затем 110-130 тыс.м в год) с соответствующим большим объемом подготовки площадей сейсморазведкой и даже структурным бурением, в объемах 220-250 тыс.м в год.
2. Сохранение и даже увеличение объемов эксплуатационного бурения при настоятельном требовании его уменьшения как минимум вдвое ведущими институтами отрасли, большинством специалистов Госплана СССР и Миннефтепрома. И это понятно, так как на бурение и обустройство новых скважин уходило более 2/3 всех выделенных капиталовложений. Таким образом, в невероятно трудных условиях борьбы за капиталовложения (с огромной помощью руководства Республики- ОК КПСС) нам удалось за 25 лет пробурить около 40 млн.м (более 25 тыс. скв) эксплуатационных скважин, что на 10 млн.м (или на 6300 скв.) больше ранее предусмотренных. Это главный и мощнейший потенциал РТ, будущего развития нефтяной промышленности, который способствовал успешному преодолению последующих кризисных ситуаций и остается мощным фактором дальнейшего развития отрасли.
3. Для эффективного использования огромных объемов бурения (около 2 млн.м в год) были созданы и внедрены ряд новых, более эффективных методов поисков, разведки и доразведки нефтяных месторождений, разработки залежей и повышения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях.
Все это позволило создать мощнейший потенциал нефтедобычи, в том числе не показанный в официальной отчетности. Этот неотраженный в форме 6-ГР на начало рыночных реформ потенциал составлял 700 млн.т подготовленных запасов в традиционно нефтеносных горизонтах, не считая около 100 млн.т в пермских отложениях [1]. Если бы эти запасы были показаны, то уровень добычи в РТ мог бы установлен на 30-35 млн.т, т. больше (таковы были «правила игры» в те времена). К счастью этого не произошло и эти запасы остались в недрах. Большую роль в этом сыграла позиция руководства нашей Республики - бережного отношения к кадрам и соблюдения принципа- честных и добросовестных специалистов в обиду ни при каких условиях не давать.
Что мы имеем сегодня?
1. Объемы ГРР в РТ снижены. Глубокое разведочное бурение составляет всего около 50 тыс.м
2. Объёмы эксплуатационного бурения по РТ снизились до 700 тыс.м в год ( в т.ч в ОАО «Татнефть» около 430 тыс.м, в ННК РТ порядка 260 тыс.м). В последних этот объем близок к оптимуму. Но в ОАО «Татнефть» сильно занижен.
3 Ранее накопленные запасы по существу проедаются и если это будет происходить современными темпами, то ранее «заначенных» запасов не останется уже после 2020 г.
4. Темпы и методы применяемые МУН не способствуют решению проблемы расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ). Реальную добычу за счет МУН в компании никто не знает. Об этом свидетельствует дисбаланс между показанной большой добычей и мизерными ежегодными приростами запасов за счет МУН. Это запутывает анализ ситуации и не нацеливает специалистов на реальную творческую работу в этом направлении.
5. Отчетность по приросту запасов жестко (как в советские времена) не контролируется ни самой компанией, ни ГКЗ. Такое положение и в целом по стране, о чем неоднократно писалось[2,3,4].
Таким образом, подготовленные резервы развития нефтяной промышленности РТ, сегодня существенно ниже, чем это было к началу рыночных реформ и они имеют тенденцию к ежегодному снижению, что и выявилось при планировании развития нефтяной промышленности РТ до 2030 г.(рис.1)[5].
1а) Динамика добычи нефти и прироста запасов по РТ на 2010-2030 годы
1 б) Динамика добычи нефти и прироста запасов по ОАО «Татнефть» на 2010-2030 годы
1 в) Динамика добычи нефти и прироста запасов по МНК РТ на 2010-2030 годы
При нынешнем подходе к ВМСБ (за счет ГРР и МУН) после 2020г. объемы ежегодного прироста запасов составят не более 10 млн.т при необходимых для устойчивого развития 35-40 млн.т. Решение проблемы объективно можно ожидать при нетрадиционных подходах.
Первоочередные направления наращивания и использование углеводородного потенциала РТ при нетрадиционных подходах
1. Прежде всего, следует сосредоточиться на вопросах кардинальной и глубокой переоценки запасов действующих месторождений. В первую очередь, это касается крупнейших месторождений РТ: Ромашкинского и Ново-Елховского. Доказана необходимость уточнения кондиционных значений пород-коллекторов (по их снижению) и применению новых методов интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС), учитывающих природные свойства пластов, обусловленные условиями осадконакопления и последующих преобразований осадочных пород. При этом существенно меняется геологическая модель месторождения и главное – появляется возможность целенаправленного проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), что существенно повышает их эффективность. На этой новой основе следует создать новую геолого-гидродинамическую модель Ромашкинского месторождения, провести детальный анализ его разработки и перепроектировать систему его разработки. Но это в настоящее время не воспринимается руководством геологической службы. Добыча на Ромашкинском месторождении стабилизировалась на уровне 15 млн.т. Официально числящиеся на балансе запасы при таких темпах иссякнут полностью через 22 года, а по залежам терригенного девона через 15 лет. Как будут объяснять реальную добычу нефти через 10-12 лет? Других возражений и вразумительных объяснений такой позиции неприятия доказанных предложений руководство Татнефти не дает.
2. Сегодня нужны принципиально новые подходы к разработке месторождений на поздней стадии разработки, которая по времени охватывает более 80% всей разработки месторождения [6]. Прежде всего это касается супергигантского Ромашкинского месторождения.
В Академии наук эти вопросы рассматривались неоднократно. Обоснованные нами новые идеи и новые подходы к разработке месторождения в IV стадии позволяют увеличить КИН на 11.4% (с учетом внедрения разработанных на сегодня МУН). Но с применением МУН более высоких поколений эта величина может быть еще увеличена до 12-15 процентных пунктов. Сегодня нашими разработками заинтересовались сибирские нефтяники.
3. Следующая проблема- разработка мелких месторождений, дающих в настоящее время 38% всей добываемой нефти. Так по мелким месторождениям в соответствии с установками ЦКР за 2005-2011 гг. планировались высокие проектные КИН, реально не обеспечиваемые принятыми проектными решениями. Только по проанализированным 18 месторождениям запроектированы КИН от 0.13 до 0.25 (в среднем 0.206), в то время как реально возможная нефтеотдача в соответствии с проектными решениями составляет всего от 0.1 до 0.25 (в среднем 0.147). Кардинальное решение проблемы реального увеличения нефтеотдачи мы связываем с инновационным проектированием. Разработкой инновационного проектирования в РТ мы занимаемся уже в течении более 5 лет. Уже получены первые великолепные результаты. Но эти работы пока прекращены из-за противодействия «Татнефть» и отсутствия финансирования.
Направление наращивания и использования углеводородных ресурсов РТ, требующие фундаментальных исследований и серьезного финансирования.
Но вышесказанным не исчерпываются возможности старых, длительно эксплуатируемых месторождений. Резервы нефтедобычи в них больше, чем во вновь открываемых месторождениях. Так как это, как правило, крупнейшие месторождения. В чем заключаются эти резервы?
1.В сравнительно низких проектных КИН – 0.4-0.5 по причине применения в основном только методов заводнения. Поэтому здесь в дальнейшем, в (ранее названной завершающей) четвертой стадии разработки, можно применить более мощные системы разработки с тепловым, газовым или комплексным воздействием. Это у нас в РФ практически еще не применялось. А на Западе уже применяется широко. Дорого? Да! Но на Западе же применяют [7].
Чтобы в РФ появилось заинтересованность в существенном увеличении извлекаемых запасов на старых высокопродуктивных месторождениях за счет роста КИН с 0.4-0.5 до 0.6-0.7 и выше государству на этот период разработки месторождения надо создать условия, а именно обнулить все налоги и платежи до выхода на окупаемость проектов разработки, а затем – оставить один налог – на прибыль. Этого будет достаточно, чтобы истощенные месторождения обрели третью жизнь. Таким образом существенное отставание России во внедрении более мощных и дорогих МУН в перспективе можно из недостатка превратить в большое преимущество. Но первое слово здесь за государством, а НК необходимо привести к управлению разработкой нефтяных месторождений новых мыслящих геологов, способных понять необходимость и пути новых инновационных научно-обоснованных принципов развития.
2.Значительным резервом нефтеотдачи в РФ являются остаточные запасы нефти (ОЗН) промытых в процессе эксплуатации пластов и участков. В РТ это запасы выработанных участков, которые согласно проектам разработки должны оставаться в недрах после окончания эксплуатации. Мы извлекли 3,1 млрд. т запасов, а на этих участках осталось запасов даже больше этой величины. Это запасы в более благоприятных условиях – в основном маловязкие нефти в высокопроницаемых породах. Это громадный резерв нефтедобычи. Необходимо начать работы по поискам методов извлечения этих запасов, прежде всего, на залежах горизонта ДI Бавлинского, девонских залежей Бондюжского, Первомайского и отдельных площадей Ромашкинского и участков Ново-Елховского месторождений. Предполагалось начать такие работы с девонской залежи Бавлинского месторождения, где ученые КФУ обосновывали реальную возможность достижения КИН – не менее 0.7 при проектном 0.596. В таком случае можно получить здесь – 18.2 млн. т запасов. За проведение таких работ взялась зарубежная фирма TGT, подразделение которой имеется в г. Казани. Участие в этой работе принимает и профессор КФУ Н.Н. Непримеров. Он давно обосновывал свои идеи выработки ОЗН и повышения КИН на поздней стадии разработки. «Татнефть» согласилась с проведением таких работ. Но НК привычно волокитит этот вопрос.
3.Существенным резервом нефтедобычи в РТ являются залежи нефти в исключительно неоднородных карбонатных коллекторах. НПР в этих залежах оцениваются в объеме 2.6 млрд.т (извлекаемые около 440 млн.т при КИН -0.17). Но последние наши исследования показывают, что мы не умеем считать реальные запасы, добычу и нефтеотдачу таких залежей. Запасы здесь явно занижены. Темпы разработки крайне низки (0.5-1.5% добычи в год, вместо 5-7 % в терригенных пластах). Но этими залежами целенаправленно никто не занимается. По нашим оценкам при целенаправленных исследованиях и проведении работ по поискам новых технологий можно удвоить извлекаемые запасы нефти и в 2-5 раз повысить темпы разработки.
4.Резервом нефтедобычи в РТ является освоение СВН и ПБ пермских отложений (рис.2).
Рис.2 Карта перспектив битумоносности РТ
Этой проблемой нефтяники занимаются с 70-х годов прошлого столетия. Реальные результаты были получены ОАО «Татнефть» с развитием технологий горизонтального бурения и сочетанием их с тепловыми методами по западным технологиям. Это несомненный успех Татнефти. Но надо понять, что эти технологии в условиях РТ могут иметь ограниченное применение (для 5-7% всех ресурсов УВ перми). А остальные запасы находятся в очень сложных геологических условиях и требуют значительно больших усилий, чем для трудноизвлекаемых запасов обычных нефтей (ТЗН). В 2011 г. АН РТ разработала сводную программу освоения тяжелых нефтей и ПБ на период до 2030 года. Но она пока не внедряется.
5.Первоначально начатые еще в середине прошлого столетия работы по общегеологическому изучению КФ привели нас в дальнейшем к исследованию процессов подпитки осадочного чехла УВ из глубин недр – мантии Земли. Важнейшая геологическая идея ХХ столетия – идея «подпитки» сегодня может быть востребованной. Она позволяет нам уверенно прогнозировать добычу нефти на любой период и дальнюю перспективу без каких-либо опасений оставить потомков без ценнейшего сырья – нефти и газа (рис.3) [5].
Рис.3 Динамика добычи нефти и воспроизводства запасов нефти по Ромашкинскому месторождению с 2005г. с учетом «подпитки»
Но в современной России такие направления исследований не приветствуются по причине их сложности и наличия традиционных ресурсов УВ. Но в таком старом нефтедобывающем районе, как РТ , явившемся пионером этих работ в России и к тому же имеющим благоприятные условия для решения проблем «подпитки», все же необходимо проводить хотя бы минимальные научные исследования в этом направлении за счет средств НК республики. Для этого под эгидой АН РТ следует составить программу научных работ в направлении изучения КФ и процессов «подпитки» УВ Ромашкинского месторождения.
РТ с такой развитой нефтедобывающей отраслью сегодня не может остаться в стороне от сланцевой проблемы. Для оценки перспектив нефтегазоносности мощных сланцевых и им подобных отложений под эгидой АН РТ составлена программа, выполнение которой не только подтвердит перспективы мендым-доманиковых толщ, но и даст возможность оценить их ресурсы и экономику добычи УВ.
Я здесь не упоминаю о более отдаленных направлениях исследований- перспектив извлечения угольного метана из угленосных отложений нижнего карбона с помощью подземной газификации углей с дальнейшим использованием дополнительного выделяемого тепла для термической добычи высоковязкой нефти. Как это предлагают сегодня ученые Башкортостана [8].
Условия, необходимые для эффективного изучения и использования огромного ресурсного потенциала недр.
Для успешного стабильного развития нефтяная отрасли необходимо использовать опыт ОАО «Татнефть» о котором говорилось в начале статьи. А именно, в «тучные», благоприятные годы, усилить инвестиции и работы по совершенствованию разработки нефтяных месторождений «увеличению КИН, наращиванию запасов, т.е. по созданию резервов производства. Все это поможет отрасли устоять в «тощие» годы, в период кризисов и рецессий, которые неизбежны в отрасли в современном мире и эти риски имеют тенденцию к дальнейшему ускорению.
Все вышесказанные направления указывают на огромные резервы развития нефтяной отрасли на ближайшие 20 лет и более дальнюю перспективу. Приоритетными в современных условиях должно быть развитие научных направлений. Здесь наши нефтяники серьезно отстают от мирового уровня. Нельзя просто взять и перенести западные технологии в наши условия. Любую технологию надо адаптировать к каждому конкретному месторождению (а они все разные, так как в природе нет двух одинаковых месторождений). Если это сделать правильно- успех обеспечен, в противном случае- не будет ни прироста запасов, ни роста добычи нефти.
В советское время ведущие наши специалисты нефтяники отмечали отставание отрасли от Запада на 30-40 лет по новым технологиям исследований, добычи и оборудованию для нефтяников. За годы рыночных реформ нефтяники РФ, получив доступ к западному оборудованию и технологиям бурения, добычи, ремонта скважин, МУН и ОПЗ. Не сумели в необходимой мере реализовать полученные преимущества. Это объясняется серьезным отставанием геологических научно-практических и фундаментальных исследований- от требований времени.
Бурное развитие технологий бурения различных скважин (ГС, РГС, МЗС, МГЗС, интеллектуальных скважин), техники заводнения и добычи, разработки новых МУН и ОПЗ не подкрепляется органичным вписанием этих методов в системы разработки. Поэтому пока низка их эффективность их точечного применения.
Положение усугубляет общее для РФ ослабление требований к подсчету запасов и качеству проектных документов на разработку месторождений.
Кардинальное решение проблемы реального увеличения нефтеотдачи мы связываем с инновационным проектированием.
Под инновационными мы понимаем проекты (техсхемы) разработки, в которых предлагаются к внедрению новые технологические и технические решения, позволяющие существенно повысить текущие технико-экономические показатели разработки и конечную нефтеотдачу сверх реально достижимых уровней КИН при выполнении сегодняшних проектных решений.
Что же такое конкретное инновационное проектирование? Это проектирование применения на конкретном месторождении новейших технологий нефтеизвлечения, максимально учитывающих все особенности геологической характеристики залежей. По существу это небольшая научно-исследовательская работа по поиску новых технологий, оптимально соответствующих детальному геологическому строению месторождения и адекватно описывающих процессы нефтевытеснения для конкретных геологических условий залежи [9].
Начав работы по инновационному проектированию мы с изумлением поняли, что ни одно месторождение с ТЗН в РТ к такому проектированию не готово.
Во-первых, лабораторная база институтов, технологии исследования пород и флюидов, интерпретации этих исследований, организация этих работ сильно отстали от западного уровня. Нужны западные технологии этих исследований, а без обучения их специалистами мы не сможем достичь необходимых результатов современного уровня. Для обучения наших преподавателей и студентов нужны совместные программы и совместные исследования хотя бы на первом этапе.
Во-вторых , даже утвержденные комплексы промысловых и промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС) НК в большинстве не выполняются. А они были созданы для месторождений с активными запасами нефти (АЗН). Сегодня наши геофизики разработали новые методы промыслово-геофизических исследований (ГИС), решив проблемы, которые мы ставили перед ними 30 лет назад. Без этих исследований никакие методы инновационного проектирования не дадут ожидаемых результатов. Но к сожалению они в РТ оказались не востребованы… Нужно утвердить обязательный комплекс ГИС, хотя бы для месторождений с ТЗН. Этот вопрос так же блокируется. Нет ответа на вопрос- почему Запад все это делает, а мы даже разработанное- не внедряем.
В-третьих отсутствуют необходимые стандарты. Сегодня великолепные стандарты по отбору керна советского времени не используются. Их надо срочно возродить и обязать НК их выполнять.
Также необходимо срочно возродить стандарты привязки данных ГИС к данным анализа керна и срочно принять новый более информативный комплекс ГИС (стандарт), обязательный для выполнения при бурении скважин и контроля за разработкой.
Сегодня НК экономят на этих исследованиях. Однако торг здесь не уместен. Инновационное проектирование это тот рычаг, которым можно управлять освоением месторождения (от доразведки до повышения нефтеотдачи). Во-первых, сюда входят все необходимые исследования проблем разработки каждого месторождения в соответствии с его спецификой. В обычных условиях для этого нужно выполнения десятков различных тем. Во- вторых, такой проект после официального утверждения ЦКР (и даже ГКЗ) приобретает силу закона и обязывает НК его исполнять. Конечно, такие структуры как ГКЗ и ЦКР должны быть как минимум при Правительстве РФ (подобие США), или хотя бы ЦКР должна входить в госструктуру ГКЗ. В этих двух органах формируется фундамент развития месторождения на всю его долгую, не менее 100-летнюю жизнь. Но самое главное- нужны другие (мыслящие и принципиальные) специалисты для управления геологией и разработкой нефтяных месторождений.
Вместе с фундаментальной и прикладной наукой надо развивать аналитические направления. Это могут делать научные подразделения и специалисты самих НК. Но здесь нужно понимание и воля руководства НК. Работу по созданию инновационных методов проектирования разработки мы разделили на два крупных этапа. Первый – для мелких и средних месторождений с ТЗН. Второй – для крупных месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки. Это объясняется совершенно разными путями изучения геологического строения, подбора технологий повышения нефтеизвлечения, а следовательно существенно различными методами проектирования. Ожидаемая эффективность последующего масштабного внедрения инновационных проектов для этих групп в условиях РТ будет различной. Ожидаемый прирост извлекаемых запасов составляет по первой группе около 400 млн. т, по второй – около 1 млрд. т. Но в первую очередь мы решили создавать методику для мелких и средних месторождений, разрабатываемых МНК. У последних больше шансов для востребованности этих методов, так как сегодня реальные КИН здесь весьма малы. Запасы месторождений небольшие, технико-экономические показатели разработки желают лучшего, перспективы развития МНК низкие. При сохранении сегодняшних условий их развития запланированные уровни добычи рискуют быть невыполнимыми. А при развитии инновационного проектирования появляется для МНК обеспечения простого воспроизводства запасов и уменьшения темпов снижения добычи, а для Татнефти- обеспечение расширенного ВМСБ на уровне 120-125%.
У второй группы месторождений (крупные месторождения на поздней стадии) потенциал существенно выше, но новшества эти здесь не будут востребованы, так как НК устраивает существующее положение, базирующееся в основном на потенциале, созданном в советское время, который им позволял безбедно жить до настоящего времени и даст возможность в благоприятных условиях просуществовать даже до 2020, а возможно до 2030г. Однако к моменту создания методов инновационного проектирования второй группы месторождений (после 2015 года) можно прогнозировать приход к руководству новых по современному мыслящих инициативных, самостоятельных геологов и руководителей. Тогда эти методы и технологии очевидно будут востребованы. В современной России ни недропользователям (за редким исключением), ни власти не нужны качественные инновационные проекты. Главная причина этого – в философии удовлетворенности современным положением. Пропагандируемая властью стабильность в обществе на деле оборачивается ожиданием нестабильности.
А отсутствие в РФ реальной поддержки инноваций со стороны властей объясняется высокими ценами на мировых рынках нефти. При этом отсутствует ответственность властных структур за выполнением планируемых уровней добычи, ВМСБ и КИН.
Литература
1. Муслимов Р.Х. Научные труды. (сборник) / М: Изд-во «Закон и порядок», 2007. – 523 С. (Опубл. в 2008г.)
2. Хисамов Р.С. ОАО «Татнефть»: МУН для сверхвязких нефтей недостаточно // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. - №5. – С.46-51.
3. Кимельман С., Полдобский Ю. ЭС`2030: Игнорируя реалии // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – №19(246). – С.20-26.
4. Савушкин С. Призадумались. Нефть и Капитал. – 2010. – №11 (173). – С.10-13.
5. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое , настоящее, будущее. Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012. – 664 с.
6. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Учебное пособие. – Казань: Изд-во Казанского гос.университета, 2003. – 596 с.
7. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыносной экономики . Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2009. – 727 с.
8. Гуторов Ю.А. Перспективы и пути расширения углеводородно-сырьевой базы Башкортостана на основе применения нетрадиционных технологий добычи : моно-графия / Ю. А. Гуторов, А. Ф. Косолапов, В. К. Утопленников ; УГНТУ, Октябр. фил. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2012. - 212 с.
9. Муслимов Р.Х. Повышение нефтеотдачи пластов- приоритетное направление развития нефтяной отрасли современной России.// Нефть.Газ.Новации. – 2013. - №4
