Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Природные ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциалы экономики являются национальным достоянием Республики Татарстан. Их эффективное использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики на путь устойчивого развития, повышения уровня жизни населения. Для долгосрочного и стабильного обеспечения экономики топливно-энергетическими ресурсами необходима научно обоснованная государственная энергетическая политика. Цель такой политики - рост валового регионального продукта и благосостояния населения при максимально эффективном использовании топливно-энергетических ресурсов.



1. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан

1.1 Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан

Более 99% от общих извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 на разведанных месторождениях находится в распределенном фонде. Ведущим недропользователем является ОАО "Татнефть", которому принадлежат 77,5% разведанных остаточных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1. Кроме ОАО "Татнефть", на территории республики добычу нефти осуществляют 32 малые, так называемые, независимые нефтяные компании (далее - ННК) и ОАО "АНК Башнефть" (в западной части Туймазинского месторождения). На лицензионных участках ННК сосредоточено 22,5% разведанных остаточных извлекаемых запасов нефти. ОАО "Татнефть" входит в число ведущих нефтегазовых компаний страны. По объему добычи нефти оно занимает 6-е место среди российских нефтяных компаний, а по объему подтвержденных запасов - 21-е место в мире. Весомый вклад в увеличение нефтедобычи на территории республики вносят ННК. В перспективе их доля в общем объеме добычи нефти будет постоянно увеличиваться.

1.2 Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

Республика Татарстан относится к числу важнейших минерально-сырьевых и наиболее благополучных регионов Российский Федерации, которые имеют возможность в течение длительного времени развивать топливно-энергетический комплекс, полностью опираясь на собственную сырьевую базу. Сырьевая база нефтедобывающей промышленности республики связана с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией.

Все разрабатываемые месторождения нефти сосредоточены на Южно-Татарском своде, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины Основные нефтегазоносные комплексы находятся в нижних частях осадочного чехла в стратиграфическом диапазоне от среднедевонских до среднекаменноугольных отложений. Нефтяные залежи приурочены к эйфельско-нижнефранскому терригенному, верхнефранско-турнейскому карбонатному, визейскому терригенному, окско-башкирскому карбонатному, верейскому и каширско-гжельскому терригенно-карбонатным нефтегазоносным комплексам.

Начальные суммарные ресурсы (далее - НСР) нефти по состоянию составляют 4,66 млрд.тонн. В структуре НСР накопленная добыча составляет 63%, остаточные промышленные запасы категорий А+В+С1 - 19%, предварительно оцененные запасы категории С3 - 3%, прогнозные ресурсы категории Д - 12% (рис.2). Более 85,6% извлекаемых НСР нефти сконцентрированы на Южно-Татарском своде, в основном в его сводовой части (63,5%) и на западном склоне (22,9%). Остальные извлекаемые НСР нефти приходятся на Мелекесскую впадину (7,4%), Северо-Татарский свод (5,6%), Верхнекамскую впадину и Бирскую седловину (0,2%), Казанско-Кажимский прогиб (1,2%) и восточный склон Токмовского свода (0,1%).

Степень разведанности НСР составляет 82,4%. Степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти - 77%.

Обеспеченность промышленными запасами добывающих предприятий при существующем уровне добычи нефти оценивается в 30 лет.

В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 активные запасы составляют 32,1%, трудноизвлекаемые запасы - 67,9%), а с учетом запасов слабопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения по классификации ОАО "Татнефть" - 80%, против 55% по России в целом. Активные запасы выработаны на 89,7%, трудноизвлекаемые запасы - на 44,7%. По качеству нефти разрабатываемых месторождений - сернистые и высокосернистые и высоковязкие 67% текущих извлекаемых запасов (далее - ТИЗ), а по плотности - средние и тяжелые (68% ТИЗ).

Государственным балансом учтено 150 нефтяных месторождений, из которых 78 находятся на балансе ОАО "Татнефть". По количеству остаточных извлекаемых запасов большая часть месторождений относится к мелким (с запасами до 3 млн.тонн), Бавлинское месторождение - к средним (с запасами 3-30 млн.тонн), Ново-Елховское месторождение - к крупным (с запасами 30-300 млн.тонн), Ромашкинское месторождение - к уникальным (с запасами более 300 млн.тонн) объектам. На долю последних двух месторождений приходится более 50% запасов нефти промышленных категорий и 58% ее добычи.

В фонде подготовленных к глубокому бурению поднятий числится 234 объекта с суммарными извлекаемыми ресурсами нефти категории С3 в количестве 136,7 млн. тонн.

Опоискованность недр республики (85%) - одна из наиболее высоких в Волго-Уральской нефтегазовой провинции и в стране в целом. Неразведанные ресурсы нефти размещаются как на перспективных землях востока Татарстана, так и в пределах слабоизученных территорий, на которых существует вероятность выявления небольших по запасам и размерам месторождений и залежей со сложным строением ловушек и сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Республика продолжает оставаться надежной сырьевой базой нефтедобывающей промышленности России. Однако налицо очень высокая степень освоенности месторождений. В разработку уже вовлечено 90% промышленных запасов на средних и крупных разрабатываемых месторождениях, которые вошли в режим падающей добычи, что отражается на снижении дебитов скважин и повышении обводненности продукции. В структуре остаточных запасов многих месторождений преобладают трудноизвлекаемые запасы, разработка которых требует привлечения затратных технологий добычи. Такие качественные характеристики означают, что сырьевая база уже не способна выдержать достигнутую добываемую нагрузку без принятия мер по усилению поисков и разведки новых месторождений, вовлечению в разработку низкопродуктивных запасов, повышению коэффициента извлечения нефти и освоения месторождений природных битумов.

1.3 Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

Основной задачей является обеспечение запасами нефти промышленных категорий. Комплексный анализ геологического строения территории, открытия новых промышленных залежей нефти в изученных районах и наличие признаков нефтегазоносности в слабоизученных районах свидетельствуют о том, что ресурсный потенциал недр республики далеко не исчерпан. О перспективах обнаружения новых месторождений нефти свидетельствуют следующие факты:

значительное количество выявленных и подготовленных для глубокого бурения локальных объектов;

высокий (от 50 до 70%) коэффициент успешности бурения скважин на локальных поднятиях за последние пять лет;

в 2000 г. успешность бурения поисково-разведочных скважин составила 67%.

Воспроизводство запасов нефти - проблема для Республики Татарстан весьма актуальная в связи с большой выработанностью. Поэтому вопрос о необходимости восполнения ресурсной базы добывающих предприятий всегда был и остается в центре внимания руководства республики и геологической службы. Благодаря переходу на рыночные условия хозяйствования и переоценке запасов основных нефтяных месторождений (в первую очередь Ромашкинского) прирост разведанных запасов нефти не только не отстает, но в отдельные годы и превосходит объемы добычи нефти Восполнение добычи запасами за этот период составило в среднем 137%. В то же время доля прироста запасов за счет традиционных геологоразведочных работ (далее - ГРР) неуклонно снижается

Начиная с 1990 г., прирост запасов нефти за счет поисков и разведки отстает от объемов ее добычи, а величина локализованных ресурсов нефти ежегодно сокращается. Все это требует выполнения значительного объема бурения скважин и сейсморазведочных работ в комплексе с другими геофизическими исследованиями.

В Татарстане сегодня поздняя стадия ГРР, характеризующаяся сравнительно высокой изученностью традиционных регионально-нефтеносных горизонтов, объективной ориентацией на поиски небольших месторождений в локально нефтеносных горизонтах, сложнопостроенных труднооткрываемых залежей с трудноизвлекаемыми запасами, выходом в менее перспективные районы, повышением роли доразведки и переоценки запасов ранее открытых месторождений. Все эти факторы, безусловно, осложняют задачу подготовки новых запасов для оптимальной добычи нефти.

Но, вместе с тем, имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах, каким является Республика Татарстан.

1. Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере их изучения непрерывно возрастают, и Республика Татарстан - классическое подтверждение этого. Совершенствование техники и технологии нефтепоисковых работ, оптимизация всего процесса разведки, применение прогрессивной методики доразведки, накопление и обобщение всех данных геологических исследований позволили за последние 25 лет прирастить разведанные запасы в 1,5 раза, превышающие подсчитанные ранее прогнозные ресурсы, а величина последних не только не уменьшилась, а даже увеличилась. Все это сделано за счет новых подходов, становящихся в настоящее время в республике традиционными. Из этого можно сделать вывод: в известных, перспективных регионах, каким является Республика Татарстан, по мере проведения ГРР, перспективные и прогнозные ресурсы обычно имеют тенденцию к росту. Причина - совершенствование методов геологических исследований и появление новых геологических идей.

2. При оценке ресурсов нефтеизвлечение принимается обычно на уровне показателя в 30-35%. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет извлечено к концу разработки месторождений. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) в Республике Татарстан показывает, что нефтеотдачу в среднем можно поднять до 45-50%.

3. Эта оценка характеризует нефтяной потенциал осадочных бассейнов и основывается на господствовавшей до настоящего времени осадочно-миграционной теории. Однако в 80-х годах у нас в стране (в первую очередь в Татарстане) и за рубежом широкий размах получили исследования, основывающиеся на неорганической, мантийной теории происхождения нефти и газа. По мнению ряда видных ученых, количество углеводородов в глубинах земли во много раз больше, чем начальных потенциальных ресурсов (далее - НПР) всего осадочного чехла.

Все это свидетельствует о большом нефтегазовом потенциале. Однако оставшиеся запасы будут связаны с существенно сложными горно-геологическими условиями. Без применения новых технологий бурения, добычи и разработки разведка и эксплуатация этих ресурсов могут в большинстве случаев оказаться нерентабельными.

Стратегия ГРР должна строиться с учетом тесной увязки необходимых объемов добычи и потребления с возможностями воспроизводства минерально-сырьевой базы. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу должна предусматривать проведение работ в четырех направлениях.

1. Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки - это отложения девона и карбона на известных высокоперспективных землях востока республики.

2. Исследование нефтеносности традиционных объектов на слабоизученных, менее перспективных землях центрального и западного районов Татарстана.

3. Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов - это глубоко залегающие породы кристаллического фундамента, рифейвендских осадочных отложений и пермские битумы.

4. Проведение широкомасштабных работ по увеличению нефтеизвлечения, что должно стать новым, важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.

По первому направлению широко применяются такие традиционные методы нефтепоисковых работ, как районирование территории по степени перспектив нефтегазоносности, оптимизация процесса геологоразведочных работ, совершенствование методики ГРР.

Вопросам совершенствования методики ГРР в Татарстане уделялось большое внимание. Здесь были созданы эффективные методы подготовки запасов в различных геологических условиях. Одна методика для крупных месторождений, контролируемых структурами первого и второго порядков, и другая - для месторождений, приуроченных к локальным структурам.

Достигнутая высокая эффективность ГРР в Республике Татарстан объясняется тем, что разведка и доразведка велась на старых площадях, но с использованием новых методов. Ранее же разведка велась на новых площадях с использованием старых методов.

Нетрадиционные подходы на традиционных объектах разведки далеко еще не исчерпали возможностей расширения ресурсной базы Татарстана. Кроме того, в Татарстане (как и в других старых нефтяных регионах Российской Федерации) имеются значительные площади неопоискованных земель. В Республике Татарстан - это земли центрального и западного районов Татарстана. Основные направления воспроизводства запасов следующие:

1. Традиционные ГРР в традиционных объектах разведки, за счет которых планируется обеспечить около трети всего прироста запасов, а именно решение задач воспроизводства запасов предусматривает проведение работ на следующих основных направлениях:

1) разведка и доразведка открытых месторождений и перевод предварительно оцененных запасов категории С2 в более высокие категории.

Для расширения разведанной ресурсной базы добывающих предприятий поиск, разведка и подготовка к разработке новых месторождений на перспективных структурах на северном и северо-восточном склонах Южно-Татарского свода, сводовой части и юго-восточном склоне Северо-Татарского свода, Западном борту Бирской седловины, юго-восточной бортовой зоне Верхнекамской впадины, в центральной части Мелекесской впадины;

2) поиск месторождений на перспективных объектах, перешедших в течение 2005-2006 гг. в распределенный фонд недр в пределах Мелекесской впадины и Северо-Татарского свода.

По второму направлению работы должны вестись на менее изученных и менее перспективных, в геологическом отношении более сложных территориях. Это земли центрального и западного районов Татарстана, занимающие половину территории республики. В геотектоническом отношении территория весьма неоднородна и включает несколько крупных, принципиально отличных по своему строению элементов: менее перспективных для разведки на нефть - Казанско-Кировский прогиб, Казанскую седловину, восточный склон Токмовского свода и более перспективных - Северо-Татарский свод и Мелекесскую впадину.

Обобщение и переосмысление геолого-геофизических материалов с позиций современных взглядов и концепций, изучение и анализ особенностей геологического строения этой территории позволили отметить следующее:

регион характеризуется благоприятными емкостными, литофациальными, гидрогеологическими и геохимическими свойствами разреза в целом, однако стратиграфия пластов-коллекторов весьма различна: основными, наиболее перспективными, являются зоны развития пластов-коллекторов во всех продуктивных пластах осадочного чехла;

структурно-тектонические особенности региона благоприятны для формирования ловушек-объектов различного морфогенетического типа.

Все это дает основание рассматривать перспективные зоны и объекты в качестве геологических критериев оценки нефтегазоносности региона.

Таким образом, качественная (критерий нефтеносности) и количественная (плотность ресурсов С3) оценки территории Татарстана позволили значительно дифференцировать и повысить категорийность земель, расширить границы рентабельных и перспективных зон, выбрать и обосновать приоритетные направления работ в западной части Татарстана, рассматривать этот регион как потенциальный резерв прироста промышленных запасов нефти.

Проведение геологоразведочных работ только на распределенном фонде не позволит в дальнейшем поддерживать добычу нефти в республике. Поэтому освоение нераспределенного фонда недр должно быть направлено на обеспечение и развитие добычи нефти за счет подготовки новых запасов при проведении геологоразведочных работ. Изучение и дальнейшее освоение объектов нераспределенного фонда недр неразрывно связано с лицензированием и расширением практики проведения открытых аукционов на право пользования участками недр с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. В связи с этим намечен следующий план лицензирования на ближайшую перспективу Таким образом, качественная (критерий нефтеносности) и количественная (плотность ресурсов С3) оценки территории Татарстана позволили значительно дифференцировать и повысить категорийность земель, расширить границы рентабельных и перспективных зон, выбрать и обосновать приоритетные направления работ в западной части Татарстана, рассматривать этот регион как потенциальный резерв прироста промышленных запасов нефти.

Проведение геологоразведочных работ только на распределенном фонде не позволит в дальнейшем поддерживать добычу нефти в республике. Поэтому освоение нераспределенного фонда недр должно быть направлено на обеспечение и развитие добычи нефти за счет подготовки новых запасов при проведении геологоразведочных работ. Изучение и дальнейшее освоение объектов нераспределенного фонда недр неразрывно связано с лицензированием и расширением практики проведения открытых аукционов на право пользования участками недр с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья

В первую очередь будут изучаться участки Балтасинский 1, 2, 3 и Ковалинский 1, 2, 3, на которые ОАО "Татнефть" получит лицензии на геологическое изучение проведен аукцион на право пользования недрами по следующим участкам: Алексеевский 1, Базарно-Матакский 1, Трудолюбовский 1, Тетюшский, Булгарский и Апастовский. Планируется проведение аукционов на право пользования участками Алексеевский 2, Базарно-Матакский 2, Юхмачинский 1, 2, а затем участками с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья намечается ввести в процесс лицензирования участки Казанский, Лаишевский, Шалинский 1, 2, по которым подготовлены пакеты геолого-геофизической информации. Участки Кайбицкий, Карлинский и Свияжский в настоящее время являются объектами сейсморазведочных работ.

2. Кроме новых идей и подходов к наращиванию запасов нефти в традиционно нефтеносных отложениях, в старых нефтедобывающих регионах, каковым является Татарстан, нужны новые идеи по исследованию нефтегазоносности новых, ранее не привлекавших внимание объектов.

Прежде всего, нужно признать перспективным изучение нефтегазоносности фундамента и его роль в формировании и переформировании залежей нефти в платформенных областях.

Нашими исследованиями установлено, что в разрезе фундамента имеются многочисленные коллекторские толщи в виде так называемых зон разуплотнения или зон деструкций, которые обладают высокими коллекторскими свойствами вследствие дробления и переработки пород и перекрываются пачками плотных, непроницаемых пород-покрышек (как в нефтяных залежах осадочного чехла).

Установлены факты, позволившие сформулировать решающую роль кристаллического фундамента в постоянной "подпитке" нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин.

Проведенные исследования Ромашкинского месторождения позволяют считать, что обнаруженные реликты УВ-зон деструкций свидетельствуют о наличии УВ-флюидов в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессии-декомпрессии. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкций и чехла.

Проведенный анализ позволяет по-новому рассматривать нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр объект.

Современными исследованиями установлено, что нефтяные месторождения связаны с глубинными разломами, которые в свою очередь проявляются как нефтеподводящие каналы.

3. Следующим направлением является переоценка запасов нефти открытых нефтяных месторождений путем составления современных моделей их геологического строения и подсчета запасов на их основе. Одновременно с этим должны вестись доразведка эксплуатируемых месторождений с целью поисков пропущенных в процессе разведки нефтеносных объектов по отработанной в республике методике доразведки действующих месторождений.

За счет этого предполагается обеспечить почти треть общего планируемого прироста. Проведение этих работ требует больших аналитических исследований и соответствующего финансирования как НИР, так и ОПР.

4. Со временем все большее значение будут приобретать работы по повышению степени нефтеизвлечения. Доля их в общем приросте увеличится до 17-20%. Для этого предусматривается широкое применение ныне отработанных технологий, разработка и испытание технологий третьего и четвертого поколений, способных увеличивать нефтеотдачу при высокой отработанности запасов (обводненность - 95% и более) и при эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН).

Для более полного использования этого направления прироста запасов необходимо государственное финансирование НИР и ОПР по отработке технологий новых поколений и методики оперативного учета прироста извлекаемых запасов, получаемого за счет применения новых технологий нефтеизвлечения.

Также необходимо совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений с целью широкого внедрения современных инновационных технологий, позволяющих повышать нефтеотдачу и за счет этого обеспечивать не только высокую текущую добычу, но и заметное повышение нефтеизвлечения, т.е. прирост извлекаемых запасов нефти без проведения дорогостоящих ГРР.

Это направление требует более пристального внимания нефтяных компаний, институтов и комиссии по разработке нефтяных месторождений. В республике достаточно много объектов, по которым приняты низкие коэффициенты нефтеизвлечения (11-18%), а также объектов со средними значениями КИН (20-30%). Применение новых технологий позволит повысить КИН по первой категории месторождений до 25%, по второй - до 40-45%. Для этого необходимо увеличить финансирование работ из средств бюджета Республики Татарстан с целью разработки новых технологий и методики оперативного учета ежегодного прироста запасов нефти за счет МУН.

Прирост запасов за счет МУН является резервом выполнения задачи воспроизводства запасов в случае неподтверждения перспектив нефтеносности отдельных территорий на западе Республики Татарстан.

Для компенсации отбора нефти в 2006-2020 гг. запланировано прирастить за счет геологоразведочных работ запасов нефти категории А+В+С1 в объеме 47,0 млн.тонн в 2006-2010 гг., 50 млн.тонн - в 2011-2015 гг. и 50 млн.тонн - в 2016-2020 гг. и обеспечить ежегодный прирост запасов нефти категорий А+В+С1 в объеме 26-27 млн.тонн в течение 2006-2010 гг. и 25 млн.тонн - после 2010 года. Причем ежегодный прирост запасов за счет проведения ГРР и мероприятий по повышению коэффициента извлечения нефти на эксплуатируемых месторождениях должен составить 10 млн.тонн и 5 млн.тонн соответственно. Такой сценарий подготовки запасов нефти сформирован на основе анализа фактических данных и планов недропользования с учетом освоения нераспределенного фонда недр.

Для решения поставленных задач нужно существенно увеличить физические объемы ГРР, а именно удвоить объемы глубокого бурения, объемы сейсморазведочных работ сохранить на уровне 5 тыс.км в год.

Необходимый объем затрат на проведение ГРР за 2006-2020 гг. предположительно составит 37,6 млрд.рублей, в т.ч. из средств федерального бюджета - 4 млрд.рублей и бюджета Республики Татарстан - 3,5 млрд.рублей, в том числе по 100 млн.рублей ежегодно до 2010 года ( приложения). Ежегодные инвестиции в геологоразведочные и опытно-промышленные работы должны составить в среднем 2,5 млрд.рублей. В настоящее время они в 1,5 раза меньше. Общие затраты на ГРР в 2005 г. составили 1,5 млрд.рублей, в т.ч. 80 млн.рублей (5%) - за счет средств федерального бюджета. Основная доля затрат будет приходиться на нефтяные компании.

Основной задачей ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, следует считать выявление и оценку потенциальных ресурсов в слабоизученных районах для подготовки новых участков к лицензированию, совершенствование методики ГРР в старых нефтедобывающих районах, проведение фундаментальных исследований по освоению залежей тяжелых нефтей и природных битумов, а также изучению глубинного строения недр и нефтегазоносности нетрадиционных глубокозалегающих объектов.

Основными задачами работ, выполняемых за счет средств бюджета Республики Татарстан, необходимо считать проведение исследований по надежному обеспечению воспроизводства минерально-сырьевой базы как за счет повышения эффективности традиционных ГРР в традиционных объектах нефтеразведки и поиска месторождений углеводородов в нетрадиционных объектах, так и за счет применения новых технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов на действующих месторождениях, в нетрадиционных коллекторах и трудноизвлекаемых запасов на малоэффективных месторождениях, освоение нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья (природных битумов).

Вышеуказанные задачи должны решаться за счет бюджетных средств, так как нефтяные компании обычно выделяют средства только на конкретные работы, связанные с приростом запасов и подготовкой месторождений к промышленной разработке старыми, отработанными методами, не заботясь о повышении их эффективности. Тем более ими не финансируются фундаментальные и методические исследования, направленные на устойчивое развитие нефтяной промышленности на длительную перспективу. Основные задачи ГРР могут быть успешно реализованы только при проведении активной работы всех составляющих геологической службы республики, обеспечивающей выполнение следующих мероприятий:

регулирование направлений, видов и объемов ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, бюджета Республики Татарстан и собственных средств недропользователей;

ведение мониторинга ресурсной базы углеводородного сырья (запасов, прогнозных и перспективных ресурсов, фонда подготовленных и введенных в бурение поднятий) и осуществление авторского надзора на наиболее важных объектах;

контроль выполнения нефтяными компаниями условий лицензий по уровням добычи и приросту запасов нефти, объемам разведочного и эксплуатационного бурения, проектов разработки месторождений и сроков ввода месторождений в промышленное освоение;

усиление научных исследований с привлечением всех институтов геологического профиля Республики Татарстан, работ по научно-методическому обеспечению и сопровождению геологоразведочного процесса, подготовка рекомендаций по его оптимизации и обоснованию выявления месторождений в районах с неоцененным ресурсным потенциалом;

создание условий для привлечения в сферу недропользования частных инвестиций в виде применения мер по экономическому стимулированию разработки низкорентабельных запасов нефти, поддержанию падающей добычи, внедрению инновационных технологий, повышению нефтеотдачи.

1.4 Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан

Снижение добычи нефти в республике, начавшееся в 1976 г., достигло своего максимума в 1994 г., когда было добыто 23,8 млн.тонн нефти.

Темпы падения добычи нефти в первые годы рыночных реформ были в 2 раза ниже, чем в целом по Российской Федерации.

Решающее влияние на развитие нефтедобычи оказали два обстоятельства:

первое - переход на рыночную экономику, в связи с чем в корне изменились условия работы нефтедобывающих предприятий;

второе - заключение Договора Российской Федерации и Республики Татарстан "О разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти Республики Татарстан". Этот документ повысил заинтересованность республики в увеличении добычи нефти и ее полномочия в реализации этой задачи.

Был принят ряд законов и подзаконных актов по обеспечению налогового стимулирования добычи нефти по трем направлениям: по малодебитным и высокообводненным скважинам, по вводимым новым месторождениям и по новым методам увеличения нефтеотдачи.

Результаты превзошли все смелые прогнозы. В эксплуатацию было введено 36 новых месторождений. При прежних темпах это можно было бы сделать за 30 лет. Нефтяники республики умело использовали свой научно-производственный потенциал для широкого внедрения новых технологий.

Таким образом, дополнительно добыто 44,9 млн.тонн нефти (28,7% от общей добычи). Дополнительные налоговые поступления в бюджет составили 13,5 млрд.рублей, сохранены в работе 10 тысяч скважин, 18,5 тысячи рабочих мест, экономия составила 15 млрд.рублей.

Дополнительная добыча за счет новых методов нефтеизвлечения выросла в 6 раз, а ежегодная дополнительная добыча за счет внедрения всех передовых технологий составила около 40% общей добычи.

Впервые после 30-летней тенденции отставания темпов подготовки новых запасов от темпов нефтедобычи было обеспечено расширенное воспроизводство запасов нефти.

Благодаря мощному импульсу развития, данному вследствие налогового стимулирования, добыча нефти в республике продолжала с 1998 г. неуклонно расти. В 2005 г. добыто 30,7 млн.тонн нефти, из которых около 25,3 млн.тонн - ОАО "Татнефть". Причем около 19% указанных объемов нефтедобычи добыто за счет современных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Компания серьезно занялась повышением эффективности эксплуатационного бурения за счет освоения новых технологий вскрытия пласта, увеличения объемов бурения горизонтальных, горизонтально-разветвленных, многозабойных скважин, что позволило почти в 1,5 раза увеличить дебиты новых скважин. Значительный объем работ выполняется по увеличению добычи из старых малодебитных, высокообводненных скважин за счет бурения боковых горизонтальных стволов.

Работая в сложнейших условиях истощения запасов крупнейших месторождений, обусловивших низкие дебиты скважин, компания, благодаря творческому использованию современных и новейших технологий, увеличила средний дебит нефти с 3,7 до 4,2 тонны в сутки при удержании в течение 16 лет обводненности продукции на уровне 85%, что способствовало устойчивому получению высоких прибылей.

ОАО "Татнефть" проводит большую работу по оптимизации затрат, которая реализуется по 12 специальным программам, в том числе за счет энергоснабжения обеспечена компенсация роста тарифов на электроэнергию на 55%, сэкономлено 150 тыс.тонн условного топлива.

Поступательное развитие нефтяной промышленности в последнее десятилетие стало возможным также за счет бурного развития мелкого предпринимательства в нефтяной промышленности и создания в первый период руководством Республики Татарстан благоприятных стартовых условий для независимых нефтедобывающих компаний.

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 32 малые нефтяные компании с объемами добычи нефти от 10 до 500 тыс.тонн в год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан от 12 февраля 1997 года N УП-81 "О мерах по увеличению нефтедобычи в Республике Татарстан". Им на конкурсной основе было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном это были маргинальные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, содержащими высокосернистые нефти, большинство из которых были открыты 15-30 лет назад.

Создание новых нефтяных компаний в корне изменило ситуацию с добычей нефти в республике: появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые методы увеличения нефтеизвлечения и стимуляции нефтедобычи. В 2005 году малыми компаниями добыто более 5,4 млн.тонн нефти.

У этих компаний, к сожалению, много проблем, связанных как со сложными горно-геологическими условиями месторождений, так и с отсутствием инфраструктуры и собственных мощностей по переработке нефти. На первых порах республика дала мощный импульс становлению независимых нефтяных компаний, предоставив им льготы на добычу нефти из новых месторождений, а также за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи и выделения средств на проведение геологоразведочных работ. Это помогло им встать на ноги и развиваться дальше.

В процессе планирования добычи нефти в Республике Татарстан на период до 2020 года были учтены следующие факторы:

высокая степень истощения основных высокопродуктивных эксплуатируемых месторождений (Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Бондюжского, Первомайского, Сабанчинского), дающих 75% добываемой ОАО "Татнефть" продукции;

чрезвычайно высокая доля (около 80%) в остаточных запасах ОАО "Татнефть" трудноизвлекаемой нефти;

еще более высокая доля (более 90%) в остаточных запасах ННК трудноизвлекаемой нефти;

отсутствие достаточно эффективных современных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и запасов в нетрадиционных коллекторах (для 25% всех текущих извлекаемых запасов);

техногенные изменения коллекторских свойств пластов и насыщающих их флюидов в процессе длительной эксплуатации месторождений в сторону существенного ухудшения, что значительно усложняет условия их разработки и достижения проектной нефтеотдачи;

имеющийся в арсенале нефтяной отрасли набор отработанных современных методов разработки нефтяных месторождений и технологий повышения нефтеизвлечения, а также перспективы развития новых методов увеличения нефтеотдачи.

При планировании объема добычи нефти в Республике Татарстан на территориальном отделении нефтяной секции ЦКР "Роснедра" были рассмотрены проектные документы, работы нефтяных компаний и проектных институтов по анализу состояния разработки и уточнения в порядке авторского надзора уровней добычи нефти и мероприятия по их обеспечению по всем нефтяным месторождениям Республики Татарстан.

Принятые показатели являются базовыми и при изменении геолого-технических, экономических и других условий могут быть изменены с рассмотрением и утверждением в установленном порядке.

Также отдельно выделены объемы добычи по природным битумам. Но поскольку основные планируемые для освоения участки промышленных битумов (далее - ПБ) расположены на лицензионных участках ОАО "Татнефть", то ответственность за выполнение объемов добычи нефти по Республике Татарстан ложится на ОАО "Татнефть", и объемы добычи ПБ должны быть уточнены ОАО "Татнефть" в ходе проведения опытно-промышленных работ.

Резервом добычи ПБ являются залежи ПБ на лицензионных участках ННК, по которым должны быть выполнены специальные работы РНТЦ "ВНИИнефть" по освоению с применением достаточно эффективных технологий и расчету прогнозных уровней добычи. Эти объемы добычи ПБ затем будут включены в объемы добычи ННК.

В целом объем работ по ВМСБ (объем геологоразведочных работ и прироста запасов нефти, ПБ, эксплуатационного бурения, добычи углеводородного сырья и др.) территориальное агентство "Татарнедра" должно включить в обязательства ОАО "Татнефть", ННК и других недропользователей при актуализации старых и выдаче новых лицензий на все виды недропользования по углеводородному сырью.

В этом залог выполнения и правовой легитимности принятых показателей по объектам геологоразведочных работ и добыче углеводородного сырья.

Темпы нефтедобычи в республике должны стабилизироваться на уровне 30 млн.тонн.

1.5 Нефтепереработка

В советское время в Республике Татарстан перерабатывающих мощностей не было создано. Переработку Ромашкинской и других легких девонских нефтей осуществляли Куйбышевские НПЗ и заводы, примыкающие к нефтепроводу "Дружба". А для переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана и всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции был построен специальный мощный Кременчугский НПЗ на Украине. Этот завод имел более коррозионно-стойкое оборудование, чем обычно НПЗ, но технология переработки не отличалась от других НПЗ России, перерабатывающих легкие нефти. Специальной переработки тяжелых нефтей с выходом более ценной продукции, соответствующих составу этих нефтей, не было.

Следовательно, все тяжелые, высокосернистые нефти Волго-Уральской провинции не имели соответствующей переработки.

Этот вопрос особо остро встал с переходом на рыночные условия. Это связано с созданием вертикально-интегрированных компаний и лоббированием с целью получения наибольшей выгоды от добычи нефти интересов нефтяных компаний, добывающих легкую, малосернистую нефть. В результате возникла перспектива ввода так называемого "банка качества". По нему нефтяным компаниям, добывающим тяжелую, сернистую нефть, придется продавать ее по существенно меньшей цене.

В этом отношении нефтяные компании Республики Татарстан являются наиболее уязвимыми, так как доля тяжелых высокосернистых нефтей как в запасах промышленных категорий, так и неопоискованных ресурсах составляет около 75%, а в текущей добыче - 48%, причем эта доля к 2020 г. возрастает до 64%.

Все это требует в приоритетном порядке организации в республике собственной переработки именно тяжелых, высокосернистых нефтей. С этой целью было принято решение о строительстве Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ). В 2004 г. ОАО "Татнефть" был построен и введен в эксплуатацию базовый комплекс Нижнекамского НПЗ, который перешел в ОАО "ТАИФ".

В 2005 г. ОАО "ТАИФ" завершило строительство комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля с получением товарного автобензина для обеспечения потребности Республики Татарстан в высококачественном бензине собственного производства.

Строительство данного комплекса позволит оптимальным образом и с минимальными издержками осуществлять производство и реализацию продуктов переработки вакуумного газойля.

Планируемый объем производства продуктов переработки вакуумного газойля на установке каталитического крекинга ОАО "ТАИФ" составит 884,6 тыс.тонн в год, в том числе автобензинов - 531,3 тыс.тонн, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции - до 127,6 тыс.тонн в год.

Но задача даже частичного использования тяжелых нефтей здесь пока не решена, так как Нижнекамский НПЗ работает на самом лучшем из добываемого сырья (плотность нефти - до 0,862 г/куб.см, содержание общей серы - до 1,8%).

Поэтому принято решение ОАО "ТАИФ" совместно с ОАО "Татнефтехиминвест-холдинг" подготовить программу реконструкции всех действующих установок нефтепереработки в г.Нижнекамске, включая ЭЛОУ-АВТ-7, и ее реконструкции в целях обеспечения переработки тяжелых, высокосернистых нефтей Татарстана в объеме - 7 млн.тонн в год.

Также принято решение о проектировании и строительстве комплекса новых установок по переработке тяжелых нефтей мощностью 7 млн.тонн в год. В состав комплекса войдут три взаимосвязанные группы производств топливного и нефтехимического профиля. На первом этапе стоимостью 1,3 млрд.долларов США предполагается построить НПЗ мощностью 7 млн.тонн высокосернистой нефти, включающий установки первичной переработки нефти, гидроочистки продуктов, гидрокренинга вакуумного газойля, позволяющие получать до 2,5 млн.тонн в год дизельного топлива и 800 тыс.тонн в год керосина, а также блок ароматических углеводородов. Параллельно планируется запустить завод глубокой переработки нефти (ЗГПН, стоимость - 1,3 млрд.доларов США), включающий установку по выпуску до 850 тыс.тонн автомобильных бензинов методом каталитического крекинга. Третий - нефтехимический комплекс стоимостью 600 млн.долларов США - рассчитан на выпуск 250 тыс.тонн полиэтилентерефталата (ПЭТФ), 80 тыс.тонн алкилбензолов (ЛАБов), а также 200 тыс.тонн в год полипропилена. Сырьем для ПЭТФ и ЛАБов станут получаемые на НПЗ параксилол и бензол, для полипропилена - вырабатываемый на ЗГПН пропилен. В целом же КННЗ будет способен производить около 20 видов продуктов глубокой переработки нефти и свыше 250 наименований нефтехимической продукции.

Среди прочих продуктов Нижнекамский НПЗ будет производить дизельное топливо европейского качества - 2,5 млн.тонн в год, авиационный керосин - более 800 тыс.тонн, высокооктановые бензины - до 800 тыс.тонн, полипроплен - 200 тыс.тонн, полиэтилен терефталат - 250 тыс.тонн, линейные алкилбензолы - 80 тыс.тонн, а также до 500 тыс.тонн сырья для дальнейшей переработки - это прямогонный бензин, пропан, бутан, изобутан.

Для решения проблемы повышения эффективности добычи и конкурентоспособности тяжелых нефтей с плотностью более 0,9 г/куб.см и содержанием серы 3,5-4% в настоящее время ЗАО "Нефтеконсорциум" прорабатывает вопрос организации строительства НПЗ для переработки особо высокосернистых нефтей, добываемых ННК, мощностью по сырью 3 млн.тонн в год по специальным, наиболее эффективным технологиям конкретно для такого состава нефтей.

Со строительством всех этих мощностей в Республике Татарстан планируется решить проблему эффективного использования практически всех тяжелых нефтей.

Завершение создания нефтеперерабатывающих комплексов должно обеспечить ежегодную переработку в Республике Татарстан 17 млн.тонн нефтяного сырья. При этом глубина переработки должна увеличиться к 2020 году до 76-80%.

1.6 Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан

1.6.1 Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан

Природные битумы (ПБ) - это в разной степени окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции (вязкость от 600 тыс.до 440 млн.мПас) с высоким содержанием серы (3,7-7%), масел (от 5 до 88%), смол (от 8,7 до 5,7%) и асфальтенов (от 3,3 до 6,1%). В отличие от нефти они характеризуются повышенным содержанием ванадия, никеля, молибдена и значительно меньшим (до 25%) содержанием бензиновых и дизельных фракций.

В отношении используемой терминологии необходимо отметить, что ряд исследователей значительную часть месторождений природных битумов Татарстана относит к тяжелым нефтям. С точки зрения классических химиков и переработчиков с этим вероятно можно бы и согласиться. Однако в нашем случае, когда необходимо комплексное решение проблемы, начиная с вопросов геологии и разработки месторождений ПБ и кончая использованием этого сырья, очевидно, основную часть (более 90%) залежей углеводородов в пермских отложениях Татарстана следует относить к ПБ. Это объясняется особенностями геологического строения залежей, а именно: условиями их формирования, последующего разрушения и переформирования. Последнее связано прежде всего с близостью залежей к дневной поверхности и большей их раскрытости. В результате, в отличие от классических нефтяных залежей, мы имеем здесь не только сравнительно низкую насыщенность, но и наличие в теле залежей водоносных прослоев. Нередко залежи ПБ, простираясь за пределы структур, образуют так называемые "битумные поля". Огромные значения вязкости ПБ также подходят к международному определению, в котором к ПБ отнесены залежи УВС с вязкостью более 10000 мПас.

Все это требует совершенно новых подходов к методам поисково-разведочных работ, подсчета запасов и разработки этих месторождений, существенно отличным от классических залежей тяжелых нефтей.

Да и особенности переработки, обусловленные существенно большим содержанием металлов и серы для получения большей добавленной стоимости, требуют совершенно новых технологий.

Поэтому не случайно в ряде постановлений Государственного комитета по науке и технике СССР говорится о залежах ПБ в Татарии. А это путь к признанию нынешними властями России залежей ПБ в пермских отложениях Татарстана в качестве альтернативных источников углеводородного сырья (УВС), требующих своих подходов и другого налогового поля к их разработке. Не случайно в Татарстане за более чем 30 лет были разработаны специальные методы и инструкции по геологическому изучению, подготовке к разработке и добыче этих ПБ.

Целенаправленное изучение ПБ в республике начато в 1970 году. В настоящее время на территории республики выявлено более 450 залежей природных битумов, приуроченных к нижнепермскому, уфимскому, нижне- и верхнеказанским битумоносным осадочным комплексам пермской системы. Они расположены в пределах Мелекесской впадины и на западной склоне Южно-Татарского свода. Наиболее крупные по размерам и запасам залежи природных битумов сосредоточены в отложениях уфимского яруса Ашальчинской битумоносной зоны (рис.14, 15). Залежи по условиям залегания пластовые. Мощности продуктивности пластов колеблются от нескольких единиц метров до 25-30 м. Глубина залегания от дневной поверхности - до 250-400 м.

Несмотря на свои ценные свойства, ПБ до сих пор не нашли широкого применения в качестве сырья для химической промышленности и при выработке тепловой и электрической энергии. Опытно-промышленная добыча ПБ осуществляется на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях. Основная добыча битумов велась методом внутрипластового горения и с помощью термогазового генератора. За 15 лет добыто около 200 тыс.тонн битумов, которые использовались главным образом для изготовления асфальта и производства антикоррозийного лака на Шугуровском нефтебитумном заводе.

В условиях уменьшения активных запасов нефти проблема освоения альтернативных топливно-энергетических ресурсов, каковыми являются ПБ, весьма актуальна не только для Республики Татарстан. Однако освоение битумных месторождений сдерживается из-за высокой обеспеченности республики запасами нефтей, проблем с их изучением и минимизированием затрат на их извлечение, проблем транспорта и использования добываемого сырья.

Республика Татарстан занимает ведущую позицию в Российской Федерации по потенциальным ресурсам ПБ, которые оцениваются в пределах от 1,4 до 7 млрд.тонн. Государственным балансом по состоянию на 01.01.2006 г. учтено 11 месторождений ПБ с запасами категорий В+С1+С2 в количестве 69,5 млн.тонн, в т.ч. с извлекаемыми - 24,4 млн.тонн. Кроме того, детально разведано 5 месторождений с балансовыми запасами 20,7 млн.тонн, с извлекаемыми - 8,8 млн.тонн

В районе, где в настоящее время ведутся геологоразведочные и опытно-промышленные работы, находятся 58 месторождений ПБ с геологическими запасами, равными 195,7 млн.тонн. Выбор месторождений обосновывается наилучшей изученностью уфимского битумоносного комплекса по сравнению с другими битумоносными комплексами Республики Татарстан, наиболее рентабельными технико-экономическими показателями их разработки, проведением начиная с 1978 г. опытно-промышленных работ (ОПР) по добыче ПБ на Мордово-Кармальском, Ашальчинским месторождениях, созданием значительного количества технологий и технических средств для поиска, разведки месторождений ПБ, добычи и переработки продукции.

Эти месторождения сосредоточены в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса в пределах западного склона Южно-Татарского свода

Детально разведаны 24 месторождения с балансовыми запасами в размере 112,091 млн.тонн, извлекаемыми - 41,887 млн.тонн (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Подлесное, Студено-Ключеское, Олимпиадовское, Краснополянское, Каменское, Южно-Ашальчинское, Утямышское, Грядинское, Аверьяновское, Северо-Ашальчинское, Екатериновское, Архангельское, Ново-Чегодайское, Северо-Кармалинское, Туйметкинское, Больше-Каменское, Кармалинское, Верхне-Кармальское, Минсалихское, Нижне-Кармальское, Верхнее, Морозное).

Предварительно разведано 21 месторождение с балансовыми запасами в размере 35,358 млн.тонн, извлекаемыми - 11,669 млн.тонн (Пойменное, Западно-Шегурчинское, Южно-Шегурчинское, Лебединское, Новотроицкое, Дальнеивановское, Сиреневское, Весеннее, Полянское, Беркет-Ключевское, Окраинное, Правобережное, Ольхово-Южно-Чумачкинское, Мельничное, Восточно-Чумачкинское, Левобережное, Нижнее, Дымное, Родниковское, Историческое, Клубничное).

Предварительно оценены 14 месторождений с балансовыми ресурсами в размере 9,968 млн.тонн, извлекаемыми - 3,287 млн.тонн (Туйское, Тереховое, Западно-Каменское, Руцкое, Красногорское, Туманное, Жаркое, Лагунное, Южно-Кармалинское, Вьюжное-1, Вьюжное-2, Смородиновое, Самарское, Никольское).

Балансовые запасы категории В + С1 + С2 по 19 месторождениям: Мордово-Кармальскому, Олимпиадовскому, Нижне-Кармальскому, Студено-Ключевскому, Ашальчинскому, Краснополянскому, Каменскому, Южно-Ашальчинскому, Утямышскому, Грядинскому, Аверьяновскому, Архангельскому, Екатериновскому, Ново-Чегодайскому, Северо-Кармалинскому, Северо-Ашальчинскому, Кармалинскому, Минсалихскому и Верхнему составляют 94,581 тыс.тонн, извлекаемые - 34,944 тыс.тонн.

1.6.2 Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов

Подготовленные к настоящему времени запасы ПБ обеспечивают их добычу на прогнозируемый период. Но, думая о более дальней перспективе ТО ЦКР "Роснедра", Научный совет по геологии и разработке нефтяных месторождений совместно с ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" разработал мероприятия, направленные на дальнейшее наращивание развязанных запасов ПБ в Татарстане.

В 2005 году ОАО "Татнефть" на Ашальчинском месторождении природных битумов проведены работы по бурению трех разведочных скважин, отобран керновый материал и пробы, проведены комплексные лабораторные исследования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и физико-химических свойств флюидов, уточнены запасы по месторождениям ПБ, начаты работы по строительству горизонтальных скважин для добычи битумов с применением новых методов и технологий.

В 1999-2002 гг. в ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" составлены проекты доразведки для 26 месторождений ПБ. По состоянию на 01.01.2004 г. восемь месторождений подготовлены к освоению и разработке, на семи проводятся разведочные работы; на одиннадцати - данные работы не начаты (Лебединское, Нижнее, Мельничное, Восточно-Шешминкинское, Восточно-Чумачкинское, Южно-Шегурчинское, Сиреневское, Весеннее, Окраинное, Дымное, Сахаровское).

На основе анализа состояния сырьевой базы и в зависимости от эффективности ранее выполненных геологоразведочных работ за счет средств лицензодержателей ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" были выделены 24 предварительно разведанных месторождения и 19 битумоскоплений .Реализация намеченных объемов геологоразведочных работ позволит создать все необходимые предпосылки для оптимальной добычи природных битумов. Прирост запасов ПБ за рассматриваемый период составит 50 млн.тонн.

Необходима дальнейшая комплексная реализация мероприятий, направленных на наращивание разведанных запасов альтернативного источника углеводородного сырья - ПБ как по ОАО "Татнефть", так и по Республике Татарстан в целом.

...