ПОРА МЕНЯТЬ ПАРАДИГМУ

31.07.2017

12.07.2017; «Нефтегазовая Вертикаль», №13-14/2017 (первоисточник): http://www.ngv.ru/magazines/article/pora-menyat-paradigmu/

31.07.2017; Сайт «АссоНефти» («перепечатка»): http://www.assoneft.ru/activities/press-centre/tek/4263/ (публикуется только текстовая часть статьи, без инфографики)

Парадигма развития нефтегазового комплекса Западной Сибири, основанная на приоритетном поиске и разработке уникальных по объемам месторождений, расширении географии за счет новых районов добычи, первоочередном вводе в эксплуатацию наиболее качественных запасов, практически себя исчерпала. В ресурсно-сырьевой базе Западной Сибири происходят значительные структурные сдвиги. Они и будут определять направления дальнейшего развития нефтегазовой промышленности региона.

Среди таких сдвигов важно выделить возрастание роли мелких и средних месторождений в МСБ региона. Следствием этого станет необходимость изменения институциональных условий и организационной структуры нефтедобычи.

Второй важнейший сдвиг связан с ухудшением качества запасов, увеличением доли ТРИЗ. Это приведет к началу промышленной разработки нетрадиционных источников углеводородов, повышению роли арктических регионов Западной Сибири в структуре производства сырья. Кроме того, увеличится доля конденсата в структуре добычи УВС.

Согласно инерционному варианту, после 2020 года, когда месторождения ЯНАО выйдут на перспективные уровни, добыча нефти в Западной Сибири неминуемо будет сокращаться за счет быстрого падения этого показателя в ХМАО.

Инновационный вариант предполагает переход на новую парадигму развития и решение большого количества актуальных задач. Это в конечном счете позволит преодолеть негативную тенденцию по сокращению добычи нефти в регионе.

В настоящей статье под Западной Сибирью понимается административное деление нефтедобывающих регионов. Существует также понятие Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, которое не в полной мере соответствует географическому принципу и учитывает дополнительно левобережье р. Енисей Красноярского края.

В Западной Сибири сконцентрирована бóльшая часть российских запасов нефти (более 62%) и добычи (свыше 56%). Однако в структуре МСБ региона происходят значительные структурные сдвиги.

Гиганты уходят

Активная разработка запасов нефти в Западной Сибири осуществляется с начала 1970-х годов. Учитывая, что в настоящий момент основные уникальные и крупные месторождения и залежи в существенной степени выработаны и находятся на падающей стадии добычи, доля высокодостоверных запасов (А+В) должна составлять основную величину в структуре МСБ. Тем не менее официальная статистка дает обратную картину.

Лишь около 20% запасов нефти региона переведено в категорию А+В. Это касается, прежде всего, зрелых нефтедобывающих регионов — ХМАО, Томская, Новосибирская и Омская области. Однако имеющиеся данные свидетельствуют о высоких перспективах прироста добычи нефти и в этих регионах (см. «Структура запасов нефти в Западной Сибири»).

При этом основная часть запасов приходится на менее достоверные категории С1 и С2. В результате неверно интерпретируются потенциальные перспективы региона в целом и его основных нефтедобывающих субъектов.

Среди регионов Западной Сибири наиболее значительные перспективы прироста добычи есть в ЯНАО. Этот субъект РФ характеризуется одним из наиболее высоких показателей величины запасов, не вовлеченных в разработку.

В соответствии с законом геологоразведочного фильтра вероятность открытия месторождений углеводородов тем выше, чем больше их запасы. Действие этого закона на практике приводит к тому, что все гигантские, крупные, а затем и средние месторождения обнаруживаются в первые годы геологического изучения нефтегазоносных бассейнов. Ввод таких объектов в первоочередную разработку наиболее экономически целесообразен.

Доля уникальных месторождений Западной Сибири (более 300 млн тонн) в начальных извлекаемых запасах региона составляла чуть менее половины. При этом в 1985 году на уникальные и крупные объекты (с ежегодной добычей на полке более 10 млн тонн) приходилось около 75% производства нефтяного сырья.

На сегодняшний день на таких месторождениях сосредоточены уже только треть всех запасов и чуть более 40% добычи (см. «Доля запасов нефти на уникальных месторождениях Западной Сибири» и «Добыча нефти на уникальных и крупных базовых месторождениях Западной Сибири»).

В настоящее время объем текущих извлекаемых запасов нефти на уникальных месторождениях Западной Сибири сократился более чем в два раза. И хотя они по-прежнему достаточно велики, они характеризуются высокой степенью выработанности, обводненности, низкой проницательностью коллекторов и относительно небольшими дебитами (см. «Запасы и добыча нефти на уникальных месторождениях Западной Сибири»).

Дело за малыми

Складывающаяся на ранних стадиях освоения нефтегазоносных бассейнов институциональная среда обычно формируется исходя из опыта, согласно которому основной объем добычи дают гигантские и крупные месторождения.

Однако важной частью новой парадигмы развития нефтегазового комплекса Западной Сибири и России в целом должны стать поиски и разработка малых нефтяных месторождений. А для этого требуется коренная перестройка институциональной структуры нефтяного комплекса, его законодательной и нормативной базы, практики налогообложения.

В Западной Сибири существует значительный резерв открытых и не вовлеченных в разработку мелких и мельчайших месторождений. Кроме того, имеется существенный задел для обнаружения новых таких объектов. По существу, данной проблематикой в регионе еще вплотную не занимались. Но положительные примеры в нашей стране уже есть. Прежде всего, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В ХМАО, крупнейшем нефтегазоносном регионе Западной Сибири, за последние 10 лет открывались в основном объекты с запасами менее 3–5 млн тонн (см. «Динамика открытий месторождений в ХМАО...»).

В соответствии с законом геологоразведочного фильтра это означает, что все уникальные и крупные месторождения уже выявлены.

Это подтверждает и распределение ресурсов категории С3 по регионам. Они содержатся либо на перспективных площадях, либо в пределах невскрытых пластов. Как правило, основная их часть находится на новых площадях — потенциальных месторождениях, которые еще предстоит обнаружить.

В развитых нефтедобывающих регионах Западной Сибири среди подготовленных к поисковому бурению объектов также преобладают мелкие перспективные площади с ресурсами нефти категории С3 менее 5–10 млн тонн, а в подавляющей массе — менее 1–3 млн тонн (см. «Количество перспективных площадей и невскрытых пластов ресурсов категории С3 в ХМАО»).

Проблемные запасы

Структура разведанных запасов в Западной Сибири непрерывно ухудшается. Доля ТРИЗ достаточно быстро увеличивается. В данную категорию входят скопления нефти в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых и обводенных зонах, многопластовых залежах с относительно небольшой мощностью нефтенасыщенных пластов, вязкие и плотные нефти. К настоящему времени активные запасы выработаны в среднем на 75%, в то время как ТРИЗ — только на 35%.

Одной из наиболее острых проблем, связанных с сокращением активных запасов и увеличением доли ТРИЗ, является обводненность месторождений. В настоящее время на разрабатываемых уникальных месторождениях и на наиболее крупных залежах она составляет более 85% (Самотлорское — 95%, Федоровское — 97%, Мамонтовское — 95%). Учитывая, что основным методом поддержания пластового давления является заводнение, количество остаточных запасов нефти в обводненных пластах продолжит возрастать.

Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной разработки уже обустроенных объектов, на которых фиксируется сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Недропользователи выводят из действующего фонда большое количество скважин, достигших предела рентабельности.

Важным показателем, отражающим ухудшение сырьевой базы, является возрастание доли запасов в коллекторах с низкой проницаемостью. При освоении Западной Сибири в первую очередь вводились в эксплуатацию запасы из качественных коллекторов неокомских отложений мела, а также верхней юры.

Активное применение гидроразрыва пласта позволило интенсифицировать разработку низкопроницаемых коллекторов ачимовских отложений, а также средней и нижней юры. В итоге доля запасов в низкопроницаемых коллекторах в Западной Сибири достигла 58%. В целом по России этот показатель составляет около 45%, а в ХМАО он приближается к 70%.

Нефть Западной Сибири в целом имеет относительно качественные показатели вязкости и плотности по сравнению с общероссийским уровнем. Однако сравнительно низкими характеристиками отличаются перспективные для освоения месторождения ЯНАО (см. «Структура сырьевой базы нефти в Западной Сибири»).

Добыча падает

В Западной Сибири продолжается многолетняя тенденция сокращения добычи. В 2016 году она снизилась до 309,6 млн тонн (на 0,7%, или на 2,1 млн тонн). Доля макрорегиона в производстве нефти в России также продолжает уменьшаться. Так, если в 2005 году она составляла 71%, то в 2016-м равнялась уже 56,5%.

Этот процесс связан не только с падением собственной добычи, но и ростом показателей в других регионах. В частности, в последнее десятилетие динамично развивается производство нефти на Востоке России. Если в 2008 году доля Восточной Сибири и Якутии в структуре добычи составляла менее 3%, то к 2016 году она увеличилась до 12% (см. «Структура добычи нефти в России по макрорегионам»).

Кроме того, несмотря на значительную выработанность запасов, положительную динамику демонстрируют регионы Европейской части России. После достаточно длительного спада там возобновился рост добычи — со 151,4 млн тонн в 2012 году до 169,3 млн тонн в 2016-м.

Это стало возможным во многом благодаря активному внедрению новых технологий на месторождениях с высокой степенью выработанности, обводненности и низким качеством нефти. Кроме того, в разработку активно вовлекаются мелкие и мельчайшие объекты.

Падение добычи в Западной Сибири обусловлено в основном ее сокращением в ХМАО. В 2016 году в Югре было извлечено 239,3 млн тонн (на 3,7 млн тонн меньше, чем годом ранее). Ее доля в общероссийском производстве нефти сократилась на 1,8%, до 43,7%. Хотя недропользователи в последние годы активно вводят в разработку новые объекты, это только сдерживает падение показателей (см. «Добыча нефти и конденсата в Западной Сибири в 2008–2016 гг.»).

В то же время Тюменская область (без автономных округов) и ЯНАО демонстрируют прирост добычи нефтяного сырья. Так, в первом из этих регионов производство наращивается благодаря увеличению объемов бурения и развитию межпромысловой инфраструктуры. В результате в 2016 году добыча там выросла более чем на 5%. А за последние восемь лет она поднялась в девять раз — с 1,4 до 12,5 млн тонн.

В Ямало-Ненецком АО продолжается наращивание добычи газового конденсата. По ее объемам регион вышел на первое место в стране. Это обусловлено широкомасштабным вовлечением в разработку валанжинских и ачимовских запасов природного газа, что компенсирует падение производства нефти в округе. В 2016 году в ЯНАО получено 46,2 млн тонн жидких углеводородов, что на 2,8% выше уровня предыдущего года.

Однако в последние годы освоение месторождений в ЯНАО сдерживалась отсутствием трубопроводной инфраструктуры. Завершение строительства нефтепровода Самотлор–Пурпе–Заполярье позволит активно вовлекать в разработку месторождения вдоль трассы этой магистрали.

Перспективы переработки

Объем первичной переработки нефти в Западной Сибири растет за счет увеличения мощностей существующих заводов и строительства ряда новых. Кроме того, наблюдается повышение глубины переработки сырья.

Переработку нефти на территории макрорегиона осуществляют два крупных завода (Омский и Антипинский), а также три малых (Сургутский ЗСК, Яйский НПЗ и Нижневартовское НПО) и девять мини-НПЗ. Общая мощность этих предприятий по сырью составила в 2016 году 39,6 млн тонн, первичная переработка — 36,5 млн тонн (см. «Динамика первичной переработки нефти в Западной Сибири»).

Основная часть сырья на НПЗ поставляется с месторождений Западной Сибири. Уровень загрузки перерабатывающих мощностей находится на предельном уровне — 92–95%. Так, на крупнейшем НПЗ в регионе — Омском — на протяжении последних семи лет загрузка установок первичной переработки составляет 95–100%.

Вторым по мощности НПЗ в Западной Сибири является Антипинский. На нем уровень загрузки в прошлом году достиг 100% (см. «Объем первичной переработки жидких УВ в Западной Сибири»).

В 2016 году по сравнению с 2010-м объем первичной переработки нефти в Западной Сибири увеличился на 35%. Это связано с наращиванием мощностей на Антипинском НПЗ и строительством нового завода в Кемеровской области — Яйского.

В 2014 году на Антипинском НПЗ была введена в эксплуатацию установка элетрообессоливания и атмосферной перегонки мощностью 3,7 млн тонн в год. В результате его суммарная мощность достигла 7,7 млн тонн в год. В 2018 году, после завершения модернизации, завод станет выпускать широкий спектр нефтепродуктов, в частности бензины А-92, А-95 (стандарта Евро-5), дизельное топливо Евро-5 (летнее, зимнее, арктическое), нефтяной кокс, гранулированную серу.

В 2008 году стартовало строительство Яйского НПЗ в Кемеровской области. Он расположен в 7,5 км от узла учета линейной производственно-диспетчерской станции «Анжеро-Судженск» магистрального нефтепровода Александровское (Томская область) — Анжеро-Судженск — Иркутск.

Проект включает в себя три этапа. Суммарная мощность завода должна составить 6 млн тонн в год. В 2012 году на предприятии начались пусконаладочные работы, а уже в 2013-м был переработан первый миллион тонн нефти. В настоящее время мощность завода составляет 3 млн тонн, а объем переработки в 2016 году достиг 2,8 млн тонн. Яйский НПЗ позволяет снизить зависимость от поставок моторного топлива из других регионов.

В 2017 году начато сооружение Барабинского НПЗ в Новосибирской области. Его суммарная мощность должна составить 3 млн тонн в год, глубина переработки — 95%. Продукция этого завода закроет до трети всех потребностей Новосибирской области в светлых нефтепродуктах.

В связи с расширением спроса на нефтепродукты возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ — как для региональных нужд, так и экспортного назначения.

Транспортная инфраструктура

Развитие нефтетранспортной инфраструктуры Западной Сибири осуществляется исходя из перспектив формирования новых крупных центров нефтедобычи. Их смещение в арктические районы ЯНАО и на северо-восток ХМАО, а также на прилегающие территории Красноярского края обусловливает необходимость сооружения трубопроводов, связывающих новые месторождения с центральными регионами страны.

Для поставок нефти из Ванкорско-Сузунской зоны (ЯНАО) и с северо-востока ХМАО построен магистральный нефтепровод Заполярье–Пурпе–Самотлор, самый северный в России. Участок Пурпе–Самотлор был введен в эксплуатацию в 2011 году, а Заполярье–Пурпе — в январе 2017 года. Протяженность нефтепровода — около 900 км.

Эксплуатация этой магистрали позволит начать полномасштабную добычу нефти на месторождениях компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянского СП «Северэнергия» (Самбургское, Ево-Яхинское, Яро-Яхинское и Северо-Часельское в ЯНАО).

Кроме того, крупными трубопроводными системами макрорегиона являются Ванкор–Пурпе («Роснефть»), Самотлор–Александровское–Анжеро-Судженск, Игольско-Таловое–Парабель, Усть-Балык–Омск, Омск–Иркутск, Анжеро-Судженск–Красноярск, Омск–Павлодар, а также нефтепроводы из Сургута, Холмогор, Усть-Балыка, Нижневартовска в центральную часть России и в Европу.

В настоящее время операторами прокачки нефти в Западной Сибири являются «Транснефть — Западная Сибирь», «Транснефть — Сибирь», «Транснефть — Центральная Сибирь», «Роснефть».

Сырье с месторождений Западной Сибири поставляют на НПЗ Сибири, Дальнего Востока и на экспорт.

Будущее региона

Перспективы добычи нефти в Западной Сибири описываются двумя основными сценариями — инерционным и инновационным.

В соответствии с инерционным сценарием продолжится падение добычи на разрабатываемых месторождениях ХМАО. Месторождения Томской области и юга Тюменской области после стабильного периода также перейдут в стадию снижения производства.

Одновременно будет происходить ввод в эксплуатацию месторождений в ЯНАО, что и определит планомерный рост добычи в Западной Сибири. После 2020 года, когда месторождения в Ямало-Ненецком АО выйдут на намеченные уровни производства, доля Западной Сибири в общероссийской добыче начнет вновь снижаться в связи с сокращением показателей в ХМАО.

Крупные структурные сдвиги, происходящие в части ресурсно-сырьевой базы и добычи нефти в Западной Сибири, определяют необходимость формирования новой парадигмы НГК, поскольку старая в значительной степени исчерпала себя; более предпочтительным представляется инновационный вариант развития событий.

В соответствии с ним главными новыми объектами поисков, разведки и разработки месторождений в Западной Сибири будут являться:

• Крупные объекты в ЯНАО, пока не введенные в эксплуатацию (прежде всего, Мессояхская группа месторождений);

• Значительные объемы сырья, сконцентрированные на уникальном Уренгойском газовом месторождении, на Русском месторождении, а также ряде других объектов;

• Запасы нефти, сосредоточенные в нижнемеловых и юрских комплексах Гыданской, Ямальской и Енисей-Хатангской НГО;

• Уникальные ресурсы нефти нетрадиционных источников — баженовская свита и т.д.;

• Сырье для получения «синтетической» нефти;

• Перспективные комплексы глубокозалегающих горизонтов в ХМАО.

Прежде всего, отложения средней и нижней юры, где в последние годы осуществлялись основные открытия;

• Средние, мелкие и мельчайшие месторождения в зрелых нефтегазоносных регионах (ХМАО, Томская область);

• Осадочные бассейны на севере региона, выходящие в акватории российского шельфа Северного Ледовитого океана.

Большую роль будет также играть рациональное использование остаточных запасов уникальных и крупных месторождений.

Реализация перечисленных направлений позволит после 2020 года стабилизировать добычу нефти в Западной Сибири, а к 2030 году даже несколько ее нарастить.

Алексей Конторович, Леонтий Эдер, Ирина Филимонова, Ирина Проворная, Василий Немов

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН