Месторождения нефтегазовых бассейнов россии

Крупнейшие бассейны и месторождения нефти в России

Неоднократно при просмотре экономических новостей я обращал внимание на повышенный интерес экономистов к нефтегазовой отрасли. Погружение в мир инвестиций заставило меня разобраться в особенностях данного сектора экономики, который является ведущим.

Около половины российских ведущих компаний представляют данную отрасль, а цены на нефть способны оказать влияние на всю экономику России.

Роль нефтегазового сектора в экономике

В течение продолжительного периода времени российская экономика в значительной мере опирается на нефтегазовую отрасль, тем самым становясь зависимой от сырьевых ресурсов страны.

Подобная зависимость неоднократно приводила к возникновению кризисов, связанных с падением цен на нефть, причем это началось еще в советский период, когда очередное резкое падение стало одной из причин распада Советского Союза.

Кризисы в независимой России точно так же возникали каждый раз после падения цен на нефть, поставки которой составляют три четверти всего экспорта страны. Одновременно на общую доходность влияет и курс рубля к ведущим мировым валютам: чем ниже рубль, тем ниже стоимость добычи нефти и выше прибыль.

Несмотря на многочисленные кризисы, возникающие в нефтяной отрасли и распространяющиеся на всю страну, экономика России по-прежнему не диверсифицирована. Бюджет страны на 10% состоит из доходов от продажи нефти, а большинство ведущих российских компаний представляют нефтегазовую отрасль.

На бирже выделяется класс «голубых фишек» — компании, отличающиеся повышенной стабильностью, надежностью и крупнейшими размерами бизнеса. Среди 15 российских «голубых фишек» 6 заняты в нефтяной и газовой отрасли:

Среди компаний также выделяется «Транснефть», являющаяся крупнейшей в мире по длине эксплуатируемых нефтяных трубопроводов.

В газовой сфере подобное лидерство удерживает «Газпром», который еще и занимает более 10% рынка мирового сбыта газа, а также является крупнейшей компанией страны по объему выручки. Следом за «Газпромом» идет «Лукойл», являющийся мировым лидером по запасам нефти.

На текущий момент в российском нефтегазовом секторе сложилась ситуация, когда количество открываемых месторождений уступает выработанным. Открытие новых осложняется сложностью проведения геологоразведочных мероприятий в зонах со сложным и даже экстремальным климатом. Для развития отрасли необходима разработка новых месторождений и оптимизация добычи на действующих.

Стоит заметить, что нефть используются не только в качестве топлива. Сфера применения данного вида сырья распространяется на производство полимерной продукции, а также синтетических каучуков.

История развития нефтяной отрасли

Полноценное промышленное развитие нефтяной отрасли началось в России в середине XIX века. Тогда центром добычи была Кубань с дневным объемом до 190 тонн в сутки. Именно тогда произошел переход от ручных к механическим методам работы. К началу следующего столетия страна стала мировым лидером в добыче.

Следующий виток развития отрасли случился в неспокойные годы первой половины XX века, когда были открыты колоссальные месторождения на Кавказе. Главными центрами были Майкоп и Грозный на северной части Кавказских гор, а также Баку – на берегу Каспийского моря.

К слову, в Баку добыча активно развивалась еще в конце XIX века с помощью иностранного капитала, а весомый вклад в лидерство внесли известнейшие ученые: В. Г. Шухов и братья Нобели. Братья были еще и предпринимателями, организовавшими крупнейшую нефтяную компанию того времени.

Индустриальный путь развития, выбранный в первое десятилетие существование Советской России, не мог быть обеспечен имеющимися запасами, которые стремительно истощались.

Руководство страны направило значительные силы на проведение геологоразведочных изысканий, по результатам которых сформировалась крупная Волго-Уральская база. Месторождения располагались в Башкортостане, Пермской и Куйбышевской (в настоящее время – Самарская) областях, а также отдельно – в Средней Азии.

Длительное время Волго-Уральская база была крупнейшей в стране, доля которой к началу 70-х годов составляла более 70% от советского объема добычи. В числовом выражении добыча составляла около 150 миллионов тонн нефти. К настоящему моменту бассейн является наиболее изученным и разработанным.

Постепенный рост советской экономики определил потребность в открытии новых месторождений, что и было сделано. В 70-е годы открыта новая крупная область нефтяных месторождений, расположенная в Западной Сибири.

Там же были обнаружены огромные месторождения природного газа, а сам бассейн получил название Западно-Сибирский. Административные регионы (области), где обнаружены залежи:

Еще одним крупным бассейном является Тимано-Печорский, расположенный на севере Европейской части России. К настоящему моменту доля трех крупнейших месторождений следующая:

• Западно-Сибирский бассейн – 70%;
• Волго-Уральский – 24%;
• Тимано-Печорский – 6%.

Анализ крупнейших месторождений нефти

Крупнейшее месторождение нефти России расположено в Западно-Сибирском бассейне – Самотлорское. Оно занимает шестое место в мире, а работа на нем ведется уже около 50 лет.

Наибольшая часть крупнейших месторождений нефти в России расположена в Западно-Сибирском бассейне, конкретно – в Ханты-Мансийском автономном округе.

Месторождение	Географическое положение	Бассейн	Объем запасов (млрд тонн)	Уже разработанные запасы (млрд тонн)	Объем добычи/год (млн тонн)	Способ добычи	Операторы
Самотлорское	Ханты-Мансийский автономный округ, Нижневартовский район	Западно-Сибирский	7,1	2,7	22	Буровые вышки, кустарное бурение	«Роснефть»
Ромашкинское	Республика Татарстан, Лениногорский район	Волго-Уральский	5	3	15	Внутриконтурное заводнение, бурение турбобуром	«Татнефть»
Приобское	Ханты-Мансийский автономный округ	Западно-Сибирский	5	2,4	40	Гидравлический разрыв пластов, бурение на воде	«Роснефть», «Газпром»
Лянторское	Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район	Западно-Сибирский	2	0,38	7,5	Фонтанный способ, девятиточечная обращенная разработка	«Сургутнефтегаз»
Федоровское	Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район	Западно-Сибирский	2	0,19	12,5	Горизонтальное бурение, обработка призабойной зоны	«Сургутнефтегаз»
Мамонтовское	Ханты-Мансийский автономный округ, Пыть-Ях	Западно-Сибирский	1,4	0,09	7,5	Фонтанный способ	«Роснефть»

Помимо вышеперечисленных выделяются следующие крупные месторождения, расположенные в Иркутской области:

В сумме иркутские месторождения дают более 10 миллионов тонн ежегодно.

Перспективные разработки

Как видно из информации выше, самые крупные месторождения России освоены лишь на материковой части. В конце XX века началось постепенное освоение шельфовых месторождений в следующих регионах:

• Сахалин;
• Баренцево море;
• Карское море;
• Охотское море;
• Каспийское море.

Согласно данным экспертов, значительная часть шельфов (более 70%) располагает запасами нефти. К ним добавляются разработки в зоне Арктики.

Для успешного развития экономики Россия должна ее диверсифицировать, а важнейшая нефтегазовая отрасль должна быть подвергнута рационализации потребления запасов, транспортировки и добычи. Увеличение доли переработки также способно оказать положительное влияние на экономику.

Источник

Нефть в активе

«Газпром нефть» и ее дочерние предприятия владеют правами на пользование недрами на 70 лицензионных участках в восьми нефтедобывающих регионах России. Помимо этого, компания реализует проекты добычи и геологоразведки еще в нескольких странах, в том числе в Сербии и Ираке. В этом материале — об основных и самых интересных месторождениях «Газпром нефти»

Приразломное нефтяное месторождение

«ГПН Шельф», Архангельская обл., шельф Печорского моря

Начальные извлекаемые запасы нефти — 81,5 млн тонн

Месторождение относят к Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, открыто в 1989 году, сегодня оно — первое и пока единственное нефтяное месторождение, осваиваемое на арктическом шельфе России, где добыча уже начата. К тому же Приразломное — единственное месторождение в Арктике, разрабатываемое в условиях замерзающего моря. Так, норвежские проекты в Баренцевом море находятся в части, свободной ото льда. Помимо тяжелого климата нефтяники имеют дело с непростой геологией: продуктивные пласты Приразломного относятся к карбонатным коллекторам, осложненным гидрофобным фактором. Это означает, что порода коллектора не смачивается водой и нефть может к ней «прилипать». В такой ситуации требуется применение дополнительных поверхностно-активных веществ, способных «выгнать» нефть из коллектора. Также пласт характеризуется сильной фациальной изменчивостью и неоднородностью состава — залежи отделены друг от друга непроницаемыми породами. Все это приводит к нестабильности добычи в пределах отдельных участков продуктивного пласта.

Добыча на Приразломном месторождении началась в 2013 году. Первая нефть была отгружена на Большую землю в апреле а уже в сентябре того же года на шельфе был добыт миллионный баррель нефти.

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН Новый Порт», ЯНАО, Ямальский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 233,9 млн тонн

Месторождение расположено на севере полуострова Ямал и относится к Западно-Сибирской НГП. Новопортовское открыто еще в 1964 году, но его промышленная разработка началась только через 50 лет. Столь долгий срок обусловлен логистической недоступностью месторождения. Несмотря на большие запасы нефти, причем нефти легкой, малосернистой и малосмолистой, по своим качествам превосходящей известные российские бренды, освоение запасов оказывалось нерентабельным из-за отсутствия адекватного способа транспортировки продукции. «Газпром нефть», получив лицензию на разработку Новопортовского, решила построить небольшой участок трубопровода до Обской губы, а оттуда переправлять нефть на Большую землю танкерами при поддержке ледокольного флота. Нефтеналивной терминал на побережье Обской губы должен быть построен к концу 2015 года, полномасштабная промышленная разработка месторождения начнется в 2016 году.

С геологической точки зрения Новопортовское считается очень сложным — из-за многочисленных тектонических нарушений, приводящих к высокой расчлененности залежей. Это значит, что геологи имеют дело с пластами, в которых сложно определить местонахождение коллекторов из-за разломов, неоднородности пласта. Помимо «удобных» терригенных коллекторов в мезозойских отложениях часть нефти содержится в породах, относящихся к палеозою. Их разработка потребует поиска и привлечения дополнительных технологий.

Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН-Развитие», «Мессояханефтегаз», ЯНАО, Тазовский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 337,7 млн тонн

Месторождение входит в группу Мессояхских месторождений, расположенных на Гыданском полуострове (арктической части Западно-Сибирской НГП) и считающихся самыми северными материковыми месторождениями нефти в России. По объемам запасов относится к уникальным. Основные продуктивные пласты приходятся на терригенные коллекторы, но разработка отягощена несколькими негативными факторами. Нефть на Мессояхе — высоковязкая, битуминозная, смолистая, и ее извлечение — процесс энергозатратный. При этом для Гыдана, как и для всего Крайнего Севера, характерно отсутствие необходимой инфраструктуры — электростанций и дорог. Сейчас для полноценной разработки месторождения ведется строительство газотурбинной электростанции и нефтепровода, который соединит месторождение с магистральной трубопроводной системой Заполярье — Пурпе.

Есть и геологические сложности — большинство ловушек на Мессояхе тектонически и литологически экранированы (см. схему). Это означает, что продуктивный пласт испещрен разломами, а толщина коллекторов неоднородна и построение геологической модели требует дополнительных исследований. В тех случаях, когда ловушки относятся к пластовому сводовому или массивному типу и удобны для добычи, сложностью становится наличие обширной переходной зоны — участка на границе водонефтяного раздела, где нефть перемешана с водой. Список проблем дополняют климатические условия — работать приходится с многолетнемерзлыми породами. Их особенность — постоянные микроподвижки, которые могут привести к сминанию скважин. Для борьбы с этим явлением требуется применение особых арктических цементов при строительстве скважин.

Южная лицензионная территория Приобского нефтяного месторождения

«ГПН-Хантос», ХМАО, Ханты-Мансийский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 447,6 млн тонн

Приобское месторождение уникально по запасам нефти. «Газпром нефть» разрабатывает Южную лицензионную территорию, а геологические запасы всего месторождения оцениваются в 5 млрд тонн. Нефть добывается из характерных для Западно-Сибирской НГП терригенных коллекторов мезозойских отложений. Однако нефть Приобки относится к трудноизвлекаемым запасам из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов, большого количества недонасыщенных коллекторов и пластов с малыми нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких залежей требует применения дополнительных методов интенсификации притока: многостадийного гидроразрыва пласта, бурения многоствольных и горизонтальных скважин, подбора оптимальных режимов эксплуатации скважин. В целях максимального повышения эффективности геологоразведки на Приобском месторождении применяется сейсмосъемка 3D. Она позволяет значительно увеличить количество получаемой информации и детализировать представление о строении залежей. Хотя месторождение открыто еще в 1982 году, его рентабельное освоение стало возможным только после внедрения современных технологических решений.

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

«ГПН Оренбург», Оренбургская область

Начальные извлекаемые запасы нефти — 101 млн тонн

Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции или так называемому второму Баку — по аналогии с первым Баку — первоисточником нефтедобычи в Российской империи. Это обширная территория между Волгой и Уралом, тянущаяся от Сыктывкара до Оренбурга. Нефтегазовый потенциал провинции был предсказан Иваном Губкиным: разработка месторождений в Урало-Поволжье началась еще в 30-е годы прошлого века и успешно продолжается до сих пор.

Основные сложности геологического строения связаны с неоднородностью карбонатных коллекторов, высокой степенью их расчлененности, прерывистостью продуктивных пластов. В силу крайней изменчивости внутреннего строения залежей, большого количества трещин и каверн самых разных размеров и протяженности нефтяники сталкиваются с невозможностью остановиться на какой-то одной оптимальной технологии разработки. В то же время трещиноватость, свойственная карбонатным коллекторам, способствует более быстрому обводнению продукции добывающих скважин по сравнению с терригенными коллекторами. Наличие газовой шапки существенно усложняет подбор оптимальных режимов работы скважин, сейчас в зависимости от расположения скважин применяются различные методы эксплуатации — фонтанные, газлифтные, с использованием электрических центробежных насосов.

Нефть, добываемая на Оренбургском месторождении, типична для Волго-Уральской НГП и относится к «тяжелой» российской нефти — смолистая, парафинистая, со значительным количеством сернистых примесей. Газ газовой шапки — жирный углеводородный, с высоким содержанием агрессивного сероводорода, что требует соблюдения повышенных мер промышленной безопасности при разработке скважин и использования устойчивого к коррозии оборудования.

Вынгапуровское и Суторминское нефтегазоконденсатные месторождения

«ГПН-Ноябрьскнефтегаз» и его филиал «ГПН-Муравленко», ЯНАО, Пуровский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 221,9 млн тонн и 252,5 млн тонн соответственно

Крупнейшие месторождения нефти на Ямале относятся к Западно-Сибирской НГП. Коллекторы терригенные, поровые. Промышленная разработка обоих месторождений ведется с начала 80-х годов ХХ века. Поздняя стадия разработки сопровождается характерными сложностями — высоким обводнением, небольшими дебитами скважин, заколонным перетоком жидкости, связанным с плохим цементированием скважин при их строительстве в советское время. К плюсам можно отнести наличие всей необходимой инфраструктуры и логистических возможностей для транспортировки нефти.

Несмотря на многолетнюю разработку, по-прежнему ведется геологическое изучение как Вынгапура, так и Суторминского месторождения. На Вынгапуровском месторождении проводится доразведка неисследованных территорий. Месторождение включает в себя больше 60 пластов, содержащих нефть, разную по качеству, химическим и физическим свойствам. На Вынгапуре отрабатываются новые методы как геологоразведки, например методика прогноза коллекторов, так и разработки: бурятся горизонтальные, многоствольные скважины, проводятся многостадийные гидроразрывы пласта. Для Суторминского месторождения характерно сложное фациальное строение: в одном пласте может содержаться до 6 залежей нефти, не связанных между собой. При таком строении сложно точно определить местоположение каждой отдельной залежи, требуется бурение большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, чтобы охватить весь пласт. В то же время на обоих месторождениях добываются качественные легкие нефти, не требующие в дальнейшем сложной подготовки и очистки от примесей.

Нефтяное месторождение Бадра

GAZPROM NEFT BADRA B. V., Восточный Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 99,4 млн тонн

Месторождение относится к нетфегазоносному бассейну Персидского залива. Иракскими проектами «Газпром нефть» заинтересовалась в 2009 году. В 2010-м уже началась разведка на Бадре, а в 2014-м — промышленная эксплуатация месторождения. Как оператор разработки «Газпром нефть» получает от иракского правительства вознаграждение — первая партия нефти сорта Kirkuk отгружена компании 7 апреля 2015 года. В плане геологии Бадра — одно из сложнейших в регионе. Несмотря на крайне удобный тип ловушек — пластовый сводовый, коллекторы здесь карбонатные — доломитизированный трещиноватый известняк со сложным фациальным строением. Нефтяники называют их «пирогом» — за большое количество перемычек внутри пласта.

Нефтяное месторождение Саркала

GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B. V., Курдский автономный регион, Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 8,7 млн тонн

В 2012 году проектный портфель «Газпром нефти» пополнился контрактами на разведку и добычу на трех блоках в Курдском автономном районе Ирака: Гармиан (в пределах которого впоследствии было открыто месторождение Саркала), Шакал и Халабджа. Месторождения относятся к нетфегазоносному бассейну Загрос.

Курдистан остается одним из немногих регионов в мире, где все еще возможны крупные открытия месторождений УВ. С точки зрения геологии территория Курдистана относится к нефтегазоносному бассейну Загрос, одному из крупнейших в мире. Для этой территории характерны все наиболее актуальные вызовы современной нефтегазовой отрасли — карбонатные трещиноватые коллекторы, интенсивная тектоника, месторождения с нефтяными оторочками.

Дополнительной сложностью для геологов стал гористый ландшафт, осложняющий проведение сейсморазведки, а для инвесторов — риски, связанные с непростой геополитической ситуацией в регионе.

Урманское нефтяное месторождение

«ГПН-Восток», Томская область, Парабельский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 15,5 млн тонн

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, растянувшейся от Томска до Карского моря. На сегодня Западно-Сибирская НГП — наиболее изученная и богатая запасами, здесь добывается больше половины всей российской нефти. Как правило, добыча в Западной Сибири ведется из терригенных коллекторов юрских отложений. Однако на Урманском месторождении помимо юры разрабатывается также палеозой. Отложения палеозоя более древние и глубокие, чем юрские. По оценкам геологов, нефтяные залежи в палеозое составляют порядка всех запасов нефти Западно-Сибирской НГП. Только в Томской области извлекаемые запасы палеозоя могут достигать 1 млрд т.н.э.

Особенность палеозойских залежей в том, что они заключены в трещиноватых карбонатных коллекторах и из-за сложности строения и разработки обычно относятся к нетрадиционным запасам. Обширная газовая шапка и подстилающая вода также осложняют разработку залежи. Наличие большого количества трещин, с одной стороны, обеспечивает коллектору хорошую проницаемость, а с другой — грозит быстрым обводнением, прорывами газа из газовой шапки при разработке месторождения, поглощением бурового раствора и заклиниванием оборудования при бурении. Геологи сталкиваются с необходимостью применения новых технологий при интерпретации сейсмических данных для определения внутреннего строения залежи, направления трещин.

Добыча на месторождении осложняется свойствами самой нефти — по большей части она тяжелая, парафинистая, а холодная сибирская зима располагает к осаждению парафинов на стенках скважин и насосном оборудовании.

Источник