Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири (стр. 1 из 4)

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому тщательное изучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.

Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в России имеет многовековую историю. Однако технический уровень промыслового газового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.

Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших основные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленными центрами и химическими заводами.

Целью работы является: исследование исторических аспектов возникновения, становления и освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири.

Задачами работы являются:

· изучение структуры ресурсов нефти Западной Сибири,

· текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти,

· рассмотрение зарождения и освоение газового комплекса Западной Сибири,

· рассмотрение динамики развития нефтегазоперерабатывающей промышленности Западной Сибири.

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].

На рис. 1 приведена текущая структура НСР нефти Западной Сибири, которая определяется как начальным распределением ресурсов НГК, так и различиями в темпах освоения различных по качеству запасов и ресурсов нефти.

Запасы и ресурсы нефти: 1 - в нефтегазовых залежах (процент от ресурсов соответствующей категории данного комплекса); 2 - без имеющихся способов разработки; 3 -со средними начальными дебитами менее 10 т/сут, %

Рис. 1. Структура начальных суммарных ресурсов нефти Западной Сибири.

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 [5].

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%. [10, c. 25]

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" [5].