Анализ факторов конкурентоспособности. Состояние ресурсной базы добычи нефти и газа на территории Тюменской области

К числу ведущих (не только в стране, но и в мире) регионов по добыче углеводородного сырья относится Тюменская область, а также входящие в ее состав Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономный округа.

Анализ имеющихся данных по состоянию ресурсной базы добычи углеводородов на территории Тюменской области (с учетом ХМАО и ЯНАО), а также ресурсной базы других нефтегазодобывающих регионов страны позволяет с однозначной уверенностью сделать вывод о том, чтоданный регион и на протяжении предстоящих 20-30 лет будет оставаться основным производителем углеводородов – как для удовлетворения потребностей внутри страны, так и для обеспечения экспортных поставок.

В целом Россия – при современном уровне добычи нефти – располагает запасами, достаточными для поддержания данного уровня на протяжении 22 лет (по данным BP Statistical Review 2003).

Анализ материалов федеральных органов исполнительной власти (МПР, Минпромэнерго, МЭРТ), а также аналитических материалов различных компаний показывает, что все они единодушны во мнении относительно того, что в обозримом будущем – на предстоящие 20-30 лет – Западная Сибирь (и ее основная нефтегазодобывающая территория – Тюменская область) – останется ведущим центром страны по добыче нефти и природного газа.

Так, по данным МПР РФ в недрах Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (НГП) содержится свыше 50% всех начальных суммарных ресурсов нефти страны, в то время как Восточно-Сибирская НГП – только 13%, шельф северных морей – 7, 7%, Тимано-Печорская – 6, 6%, Волго-Уральская – 14%. В то же время начальные суммарные ресурсы газа содержатся на 41, 5% в недрах Западно-Сибирской НГП, на 27, 6% – на шельфе северных морей, на 18% – на территории Восточно-Сибирской НГП.

К настоящему времени от потенциала, которым располагает Западная Сибирь, по оценкам СибНАЦа, добыто не более 14% нефти, а газа – только 9%.

В то же время ресурсная база добычи углеводородов на территории Тюменской области характеризуется неуклонным ухудшением ее качественных характеристик – условий добычи, размером залежей и все возрастающей удаленностью от ранее созданных инфраструктурных объектов.

Ресурсный потенциал ЯНАО

По оценкам СибНАЦа, ресурсный потенциал округа с учетом перспективных и прогнозных ресурсов (начальные сырьевые ресурсы) на начало 2000 годов оценивался в 92, 8 трлн. куб. м по газу, 5, 1 млрд. тонн по газовому конденсату и 9, 5 млрд. тонн по нефти. За период проведения геологоразведочных работ открыто более 200 месторождений углеводородов.

На территории ЯНАО находятся десятки месторождений различных по количеству запасов газа, 19 уникальных газовых месторождений с запасами более 500 млрд. куб. м, в т.ч. такие гиганты, как Бованенковское (около 5 трлн. куб. м) и Заполярное (3, 5 трлн. куб. м).

Текущие разведанные запасы природного газа на территории ЯНАО составляют 34, 7 трлн. куб. м ( около 25% доказанных мировых запасов ). По разведанным запасам нефти округ занимает второе место в России после ХМАО . Общая обеспеченность запасами промышленных категорий при существующем уровне добычи углеводородов превышает 50 лет по газу и 100 лет по нефти . Более половины (51, 5%) подготовленных запасов газа приходится на неосвоенные районы п-овов Ямал и Гыданский (11, 54 трлн. куб. м) и правобережье реки Пур (6, 4 трлн. куб. м).

При средней разведанности потенциальных ресурсов газа 47, 1% и их относительно равной распределенности по глубинам, разведанность горизонтов, залегающих ниже 3000, в 8 раз меньше, чем на глубинах до 1500 м (24%). Незначительное количество газа добывается в отложениях, залегающих на глубинах от 1500 до 3000 м, при этом практически не разрабатываются нижние горизонты.

Схожая ситуация наблюдается в отношении разведанных запасов нефти, 88% которых относятся к трудноизвлекаемым (повышенная вязкость нефти, ухудшенные коллекторские свойства, наличие газовых шапок), требующим применения новых, более дорогостоящих технологий, и только 12% относятся к активным запасам. При этом степень разведанности ресурсов нефти на глубинах более 3000 м в 10, 5 раз ниже, чем на глубинах до 1500 м. Максимальная выработанность имеет место в средних горизонтах 1500-3000 м (8, 5 %), ресурсы остальных глубин разработкой практически не затронуты.

 

Состояние ресурсной базы углеводородов и перспективы ее развития позволяют рассматривать как вполне реальную задачу добычу газа на территории ЯНАО на уровне от 550 до 600 млрд. куб м в год, нефти и конденсата – до 60 млн. тонн и удержания ее на стабильном уровне до 2030 года.

Наиболее быстрыми темпами будет расти добыча газового конденсата. В настоящее время практически не затронуты разработкой запасы газа нижних горизонтов, содержащие газовый конденсат. В настоящее время доля так называемого «жирного» конденсатсодержащего газа составляет около 10%. По оценкам Администрации ЯНАО уже к 2020 году из глубоких горизонтов будет добываться более 50% всего газа.

 

Среди основных проблем освоения ресурсной базы на территории ЯНАО следует выделить:

· Переход к освоению и разработке более глубоких горизонтов (и, соответственно, значительный рост издержек на добычу данных углеводородов ).

· Прогрессирующее снижение добычи на основных – крупнейших газовых месторождениях-гигантах, введенных в освоение и разработку в 70-80-ые годы . Базовые месторождения истощены – газоотдача по ним достигла 60-80%%. В настоящее время уже более 50% сеноманских скважин эксплуатируются в осложненных условиях. Промысловое оборудование, установленное на месторождениях, проработало 15-30 лет. Переход разработки месторождений основного газодобывающего региона страны – Надым-Пур-Тазовского – в стадию эксплуатации запасов низконапорного газа, характеризующегося низкой эффективностью процесса отбора природных углеводородов, особенно отбора защемленной части низконапорного газа.

Экономические последствия действия отмеченных выше проблем состоят в том, что растут:

· операционные издержки, стоимость работ по транспорту газа;

· удельные капитальные вложения при освоении более сложных, глубокозалегающих месторождений.

Противостоять данным тенденциям могут:

· новые научно-технические решения;

· изменения в институциональных условиях функционирования и развития газовой промышленности России в целом.

В частности, более меньшие по размерам месторождения требуют расширения «присутствия» более мелких и инновационно-ориентированных компаний. В этой связи положительным моментом является то, что на территории ЯНАО разведанными запасами газа в количестве почти 5 трлн. куб м обладают 34 независимых недропользователя, которые в 2003 году обеспечивали 10% годовой добычи. Структура добычи газа “независимых” компаний соответствует общероссийской структуре запасов. Сырьевая база “независимых” – это преимущественно (на 2/3) “жирный” газ газоконденсатных залежей. В недалеком будущем, по мере истощения сеноманского газа, такая структура добычи сложиться и в “Газпроме”, что будет в полной мере соответствовать реальной структуре запасов газа в России.

Ресурсный потенциал ХМАО

По данным НАЦРН им. Шпильмана, на территории ХМАО на государственном балансе по состоянию на начало 2004 года числилось 342 месторождения углеводородного сырья, в том числе 280 – нефтяных; 15 нефтегазовых; 25 газоконденсатных; 19 газовых и 3 газоконденсатных. На эксплуатируемые месторождения приходилось 91% текущих разведанных запасов нефти ХМАО (А+В+С1) и 62% предварительно оцененных запасов (С2). В эксплуатацию были введены 152 месторождения нефти (на начало 2003 года).

При этом также как и в случае с ЯНАО структура запасов нефти ХМАО ухудшается – из выявленных гигантских и крупных залежей добыто уже около 50% извлекаемых запасов, а из средних и мелких – немногим более 25%. Качество оставшихся в недрах извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений ухудшилось по сравнению со временем начала их разработки – запасы обводнены, частично разобщены по отдельным участкам.

Запасы нефти ХМАО позволяют гарантировать обеспеченность выявленными запасами АВС1 стабильную добычи нефти на уровне 170-200 млн. тонн на протяжении 20-30 лет. С учетом невыявленных ресурсов данный уровень добычи нефти может быть обеспечен на протяжении периода продолжительностью уже до 50 лет.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: