Проблемные вопросы отечественной геологоразведки на нефть и газ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Абдуллаев Г.С., Богданов А.Н. (ОАО «ИГИРНИГМ»)

В настоящее время на территории республики известны пять нефтегазоносных регионов (Устюртский, Бухаро-Хивинский, Сурхандарьинский, Юго-Западно-Гиссарский и Ферганский) и три перспективных (Хорезмский, Средне-Сырдарьинский и Зарафшанский) [1, 2].

Само по себе наличие мощной базы углеводородного сырья предопределяет устойчивое развитие экономики Республики Узбекистан в настоящее время и в обозримом будущем. Однако до того момента, когда углеводородное сырье будет извлечено на поверхность земли и начнет приносить доходы, его необходимо обнаружить, разведать и оценить запасы. И эта задача возложена на геологическую службу. По степени важности геологоразведка отнесена к стратегически важным отраслям.

Геологическая изученность недр и состояние сырьевой базы углеводородов республики напрямую зависит от уровня развития ее геологической службы. Недостаточное ее развитие ведет к неспособности стабильно наращивать запасы УВ-сырья и как следствие - невозможности обеспечения национальных интересов страны в углеводородах.

Развитость геологической службы характеризуется такими критериями, как научная, кадровая, техническая и технологическая оснащенность, оптимальная организационная структура, качество выполняемых работ и др. Еще одним критерием высокого развития геологоразведочной отрасли является экспорт геологических услуг, геологоразведочной техники и технологий.

Возникшие во времена перестройки (1985-1990 гг.) экономические трудности, отсутствие собственной производственной базы по обеспечению отрасли технологическим и вспомогательным оборудованием, материально-техническими ресурсами, отток высококвалифицированных кадров из отрасли, острая потребность в значительных валютных средствах для обновления быстро изнашивающегося и стремительно устаревающего геофизического и бурового оборудования привело к тому, что геологоразведчикам все труднее становится справляться с выполнением прогнозных показателей прироста запасов УВ.

Согласно стратегии определенной Президентом нашей страны И.А. Каримовым нефтяная и газовая промышленность республики отнесена к числу приоритетных отраслей национальной экономики, и ее развитие происходит поэтапно. Для целенаправленного и последовательного развития этой отрасли еще в 1992 году были определены три основные задачи:

- увеличение добычи нефти, газа и газового конденсата в целях достижения энергетической независимости республики;

- углубление технологических процессов по переработке нефти и газа с целью доведения качества выпускаемой продукции до уровня международных стандартов;

- расширение запасов углеводородов, прежде всего жидких, путем усиления геологоразведочных работ и открытия новых месторождений для обеспечения надежной сырьевой базы нефтегазовой отрасли Узбекистана [3].

В решении вопроса расширения запасов углеводородов переломным моментом можно считать 1998 год, когда во исполнение Протокола поручений Президента Республики Узбекистан И.А. Каримова от 11.02.1998 г. об усилении нефтегазопоисковых работ на плато Устюрт и в ак-ватории Аральского моря были разработаны и приняты чрезвычайно важные документы по кардинальному развороту в регионе геофизических и буровых работ. Реализация мероприятий в свете этих документов обеспечила резкое расширение объемов геологоразведочных работ, результатом чего явилось открытие 10 новых газоконденсатных месторождений (Бердах, Восточный Бердах, Шагырлык, Сургиль, Северный Арал, Учсай, Шеге, Арал, Дали и Северный Бердах).

Логическим продолжением усиления внимания к геологоразведочным работам на нефть и газ явился Указ Президента Республики Узбекистан И.А. Каримова от 28.04.2000 г. «О мерах по привлечению иностранных инвестиций в разведку и добычу нефти и газа», приоритетное положение в котором занимает ожи-даемая интенсификация геологоразведочных работ, а также целый ряд законодательных актов, благоприятствующих привлечению иностранного капитала, а именно: «Об иностранных инвестициях», «Об инвестиционной деятельности», «О гарантиях и мерах зашиты прав иностранных инвесторов», «О дополнительных мерах по стимулированию привлечения прямых иностранных инвестиций». В свете этих и других документов зарубежным компаниям предоставляется режим наи-большего благоприятствования в поиске, разведке и последующей разра-ботке новых месторождений нефти и газа, в добыче, переработке углеводо-родного сырья, в сбыте их продуктов. Иностранные компании освобождают-ся от уплаты всех видов налогов и иных платежей на период проведения гео-логоразведочных работ.

В период 2007-2012 гг. геологоразведочные работы на нефть и газ во всех регионах проводились в соответствии с Государственной Программой развития нефтегазовой отрасли на 2007-2012 годы, утвержденной постановлением Президента Республики Узбекистан Каримовым И.А., в которой существенная роль в выполнении прогнозных показателей ГРР и прироста запасов углеводородов отводилась иностранным инвесторам. За анализируемый период иностранными компаниями было открыто 17 месторождений нефти и газа, приращено около 0,140 млрд. т.у.т., объемы инвестиций в ГРР составили более 3,8 млрд. $ [1].

Как известно, основная задача геологоразведочной службы - подготовка рентабельных промышленных запасов УВ для извлечения из недр. При этом прирост запасов углеводородного сырья в 1,5-2,0 раза (при идеальном раскладе) должен превышать их добычу.

Во-первых, это необходимо для долгосрочного прогнозирования развития экономики страны, планирования расширения производства, строительства предприятий нефтегазохимической переработки, обеспечения топливной независимости страны и ее национальной безопасности.

Во-вторых, одна тонна добытых углеводородов по добычным и экономическим показателям не соответствует одной тонне УВ приращенных в недрах. Добываемое в настоящее время углеводородное сырье обеспечено необходимой инфраструктурой, уже частично или полностью возместило затраты понесенные на его извлечение, транспортировку и переработку. Находящееся в недрах УВ-сырье необходимо освоить, обеспечить инфраструктурой, осуществить транспортировку. Естественно капиталоемкость добычи вновь приращенных запасов зачастую выше, чем длительно разрабатываемых.

В настоящее время это особенно актуально. Дело в том, что немаловажную роль играет не только количество приращенных запасов УВ, но и как они распределяются по величине запасов во вновь открываемых месторождениях. Чем крупнее месторождение, тем выше рентабельность его освоения.

Основной прирост запасов газа стал осуществляться после разворота интенсивных поисково-разведочных работ в Бухаро-Хивинском регионе. Этот регион и в настоящее время в республике является основным не только по приросту запасов УВ, но и по добыче (рис. 1). Поэтому результаты анализа по этому региону будут отражать ситуацию в целом по республике.

Мировая практика показывает, что каждый нефтегазоносный регион с момента начала проведения геологоразведочных работ по показателю их эффективности проходит несколько этапов [4].

Первый этап охватывает первые годы освоения региона и, в основном, характеризуется низкой эффективностью поисковых работ, так как до открытия первого месторождения опоисковываются от 5 до 15 пустых ловушек.

Второй этап характеризуется наиболее высокой эффективностью поисковых работ, как по количеству открытых месторождений, так и по темпу прироста запасов УВ. Это вполне объяснимо, так как в этот период имеется возможность из фонда подготовленных объектов выбирать наиболее крупные, и при относительно небольших объемах бурения наращивать значительные запасы углеводородов. Продолжительность этого этапа может составлять нескольких десятилетий.

Третий этап характеризуется снижением темпа прироста запасов УВ, которое в целом приобретает устойчивый характер и начинает влиять на снижение добычи углеводородов. При этом объем глубокого бурения может оставаться на уровне второго этапа, но плотность размещения скважин существенно возрастает, что объясняется тем, что крупные ловушки уже разбурены, и в поисковое бурение вводятся все более мелкие объекты. Влияние на эффективность ГРР оказывает также необходимость опоискования более глубокозалегающих горизонтов, что сказывается на увеличении средних глубин скважин, эффективности бурения и успешности открытия месторождений.

Четвертому этапу присуще еще большее снижение темпов прироста запасов УВ и соответственно их добычи. В основе такого процесса могут лежать два фактора, которые присущи всем нефтегазоносным регионам мира.

Во-первых, геологический фактор, при котором вероятность выявления новых залежей снижается до минимума. В нашем случае этот фактор рассматривать не приходится, так как вероятность выявления новых скоплений УВ в пределах Бухаро-Хивинского региона достаточно высока, что подтверждается ежегодным открытием новых месторождений нефти и газа.

В 1984 г. Н.А. Крылов [5] вслед за А.Э. Конторовичем и др. (1981 г.) [6] отмечал, что в хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнах Северной Америки запасы нефти в крупных месторождениях не превышают 50%, а обычно значительно ниже 30%. Для газа наблюдается аналогичная картина. В мелких же месторождениях суммарные запасы нефти и газа составляют 40-45% от начальных потенциальных ресурсов.

В Бухаро-Хивинском регионе в настоящее время доля запасов газа сконцентрированных в мелких месторождениях не превышает 10-15%. Таким образом, есть все основания полагать, что проведение геологоразведочных работ на рассматриваемой территории еще долгие годы будет целесообразным.

Во-вторых, научно-технический фактор, при котором на снижение эффективности нефтегазопоисковых работ может оказывать влияние как кризис взглядов на вопросы условий происхождения, миграции, аккумуляции и залегания залежей нефти и газа, так и банальная необеспеченность техническими средствами и технологиями, необходимыми для поиска залежей нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах или в секциях разреза, характеризующихся сложными геолого-техническими условиями проводки скважин. Зачастую в основе научно-технического фактора лежит отсутствие или недостаток финансовых средств, выделяемых на фундаментальные и прикладные научно-исследовательские работы, и ГРР в целом.

Справедливости ради необходимо отметить, что в случае неблагоприятного воздействия научно-технического фактора (особенно в части недостатка финансовых средств), последствия могут проявиться на любом этапе. Это хорошо видно в настоящее время на примере всех нефтегазоносных регионов республики.

Если не учитывать научно-технический фактор, то можно с определенной долей вероятности спрогнозировать, что Бухаро-Хивинский регион по показателю эффективности проведения геологоразведочных работ находится на третьем этапе.

По остальным регионам с достаточной долей условности это выглядит следующим образом: Устюртский и Юго-Западно-Гиссарский регионы находятся на втором этапе; Сурхандарьинский регион - на первом этапе; Ферганский регион - на четвертом этапе.

Теперь рассмотрим структуру прироста запасов УВ и зависимость его от изученности территории и объемов глубокого бурения. С ростом изученности территории нефтегазоносных регионов становится все труднее выявлять большие по размерам структуры, которые могут вмещать значимые по запасам УВ залежи. В настоящее время в Бухаро-Хивинском регионе до 85% всех подготавливаемых ловушек имеют малые размеры (площадь не более 15 кв. км). Соответственно, в случае выявления месторождения, оно, скорее всего, будет мелким по запасам УВ. Исключения могут представлять либо рифовые постройки, в которых даже при относительно небольшой площади ловушки, можно надеяться на открытие крупного по запасам углеводородного сырья месторождения (Кокдумалак, Алан, Зеварды и др.), либо многопластовые месторождения (Сургил, Шаркий Бердак, Бердак-Шимолий Бердак и др.).

Естественно в таких условиях необходимо вводить в бурение все большее количество структур, что влечет за собой наращивание объемов поисково-разведочного бурения. Но нужно признать, что за счет выявления новых месторождений значительного прироста запасов УВ по промышленным категориям в год открытия не получить. Основной прирост запасов углеводородов выполнялся только за счет разведочного бурения. И здесь приоритет получают крупные месторождения, так как на мелких месторождениях даже за счет разведочного бурения значимого прироста запасов УВ ожидать не приходится.

В период 1970-1990 гг. прирост запасов УВ за счет новых месторождений составлял 0,5-2,0% от суммарного прироста по республике. Очень незначительный процент прироста приходился на пересчет запасов УВ по результатам эксплуатации месторождений. Подавляющая часть прироста (более 90%) приходилась на разведку. И это естественно, так как в этот период открывались крупные и уникальные месторождения, и их разведка давала львиную долю прироста запасов УВ.

В последние годы (2004-2012 гг.) прирост запасов УВ за счет новых месторождений составляет 1,0-14,0% от суммарного прироста по республике. Как мы видим, в последние годы, эффективность поискового бурения резко возросла. За счет разведки уже открытых месторождений приращивается от 29% до 90%. То есть разведка мелких месторождений, открываемых в последние годы, не всегда способна обеспечить плановые показатели прироста запасов УВ. Суммарный прирост запасов УВ за счет поисково-разведочного бурения (открытие новых месторождений и разведка уже открытых) составляет от 32% до 100%. Остальной прирост запасов УВ (от 0% до 65,2%) приходится на их пересчет по результатам уточнения геологических моделей разрабатываемых месторождений.

На рисунке 2 приводятся показатели суммарного прироста запасов УВ и прироста за счет пересчета и эксплуатации месторождений в республике за период 1991-2012 гг.

Эта ситуация вполне закономерна и ее переживают многие государства (США, Россия, страны Европы, Ближнего Востока, Африки и др.), где по пересчету запасов УВ ежегодно приращивается: по газу - от 15 до 45%; по нефти - от 30 до 60% от суммарного прироста [7].

После 1991 года в Республике Узбекистан снижение прироста запасов УВ за счет разведки частично компенсировалось за счет повышения успешности в открытии месторождений. Так первое месторождение в Узбекистане - Чимион открыто в 1904 году. До 1955 года, когда в Бухаро-Хивинском регионе развернулись широкомасштабные геологоразведочные работы, было открыто 14 месторождений нефти и газа (в основном в Ферганском и Сурхандарьинском регионах). За период 1955-1990 гг. (36 лет) в республике открыто 117 месторождений нефти и газа, то есть в среднем 3,6 месторождения в год. За последующие 22 года (1991-2012 гг.) выявлено 112 месторождений УВ (46,1% от общего количества) или в среднем 5,1 месторождения в год. Иными словами после 1990 года месторождений открывается в 1,4 раза больше, чем за предыдущий период.

Однако, по состоянию изученности на 01.01.2013 г., из 112 месторождений - 101 единица (91%) по сумме извлекаемых запасов УВ по промышленным категориям (в тоннах условного топлива) относится к категории мелких по запасам. Остальные 10 месторождений делятся на 4 крупных и 6 средних.

В сложившейся ситуации с каждым годом все труднее восполнять сырьевую базу в количестве, достаточном для обеспечения растущих потребностей республики в углеводородном сырье. Ни для кого не секрет, что на величину рентабельности добычи УВ-сырья напрямую влияет величина запасов разрабатываемых месторождений.

В истории геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Узбекистан прослеживается прямая зависимость между открытием и подготовкой к эксплуатации крупных и уникальных месторождений, увеличением прироста запасов УВ и наращиванием добычи углеводородов. При этом добыча УВ из крупных месторождений составляет от 60% до 90% от суммарной добычи по республике.

До открытия месторождения Газли в 1956 году и вводом его в эксплуатацию в 1962 году добыча газа по республике находилась на уровне 1,0-2,0 млрд. куб. м. Ввод в промышленное освоение этого месторождения позволило нарастить добычу газа по республике сначала до 9,2 млрд. куб. м (из них 8,4 млрд. куб. м или 91,3% от суммарной добычи приходилось на месторождение Газли), затем до 26,8 млрд. куб. м (из них 23,9 млрд. куб. м или 89,2% приходилось на месторождение Газли). По мере выработки месторождения Газли вступали в стадию активной разработки новые крупные месторождения - Уртабулак, Зеварды, Южный Памук, Алан, Шуртан и др. С учетом этих месторождений добычу газа к 1990 году довели до 41,0 млрд. куб. м. Эти же самые месторождения позволяют сегодня добывать порядка 60,0 млрд. куб. м газа.

Аналогичная ситуация наблюдается и по жидким углеводородам. Практически до 1990 года в республике ежегодно добывалось порядка 1,0-2,0 млн. т нефти. Примерно столько же добывалось и конденсата. Также скромно выглядели показатели прироста запасов нефти - в среднем на уровне 2,0-3,0 млн. т. Переломным моментом явилась вторая половина 80-х годов XX века, когда открытие уникального по фазовому составу месторождения Кокдумалак позволило республике осуществлять прирост запасов нефти в объеме от 10,8 млн. т (1987 г.), из которых 6,8 млн. т или 63% приходилось на месторождение Кокдумалак; до 24,8 млн. т (1989 г.), из которых 23,5 млн. т или 95% по месторождению Кокдумалак. Помимо нефти приращивался и конденсат в объемах от 17,1 до 45,5 млн. т, из которых 95-97% приходилось на месторождение Кокдумалак.

Такие значительные приросты запасов жидких УВ позволили республике наращивать объемы их добычи, доведя этот показатель до 7,7 млн. т (1997 г.), из которых 5,4 млн. т или 70% приходилось на месторождение Кокдумалак. Если рассматривать добычу только нефти, то показатели выглядят аналогичным образом. Из 5,0 млн. т добытой нефти в 1997 году, на месторождение Кокдумалак приходится 4,0 млн. т или 80%.

Постепенное истощение запасов УВ месторождения Кокдумалак привело в настоящее время к снижению суммарной добычи жидких УВ по республике на уровень начала 80-х годов прошлого столетия - 2,6 млн. т, из которых на Кокдумалак приходится 0,5 млн. т (2012 г.).

Приведенный анализ показывает, что достичь быстрого, существенного и, самое главное, недорогого увеличения добычи УВ-сырья возможно только при наличии крупного по запасам углеводородов месторождения. Конечно добывать много углеводородного сырья и постоянно наращивать темпы отбора из мелких месторождений вполне реально, но влечет за собой значительные затраты, связанные с необходимостью бурения большого количества эксплуатационных скважин, контролем за темпами извлечения УВ-сырья и применением современных технологий извлечения углеводородов. Эксплуатировать одно крупное месторождение намного выгоднее, чем десяток мелких.

Но ситуация такова, что освоенность начальных суммарных ресурсов углеводородов юрской карбонатной формации Бухаро-Хивинского региона, являющейся основным объектом прироста запасов УВ, составляет более 70%. Поэтому подавляющее большинство ожидаемых к открытию в этих отложениях месторождений нефти и газа будут мелкими и средними по запасам углеводородного сырья. Соответственно бурить скважин необходимо значительно больше.

Для компенсации снижения прироста запасов УВ в настоящее время необходимо было еще 15-20 лет назад начинать осваивать новые территории и глубокопогруженные комплексы пород. Эти направления в настоящее время имеют приоритетное значение, но для их реализации вновь необходимо бурение скважин.

В период 1992-2012 гг. объемы глубокого поисково-разведочного и параметрического бурения на нефть и газ по НХК «Узбекнефтегаз» изменялись от 45,3 тыс. м (1997 г.) до 155,3 тыс. м (2008 г.). Правда, нужно отметить, что начиная с 2006 года глубокое бурение на нефть и газ проводят и иностранные компании. С учетом этого удалось в 2008 и 2009 годах довести объемы глубокого бурения до 237,2 тыс. м и 244,4 тыс. м соответственно. Затем они вновь сократились до 128,4 тыс. м в 2012 году. На рисунке 3 приведена прямая зависимость прироста запасов от объемов поисково-разведочного и параметрического бурения.

Для сравнения до 1992 года объемы глубокого бурения на нефть и газ изменялись от 204,4 тыс. м (1969 г.) до 230,6 тыс. м (1987 г.).

С учетом всех этих факторов получается, что для стабильного развития нефтегазовой отрасли нужно наращивать объемы глубокого бурения кратно. Это крайне затруднительно, так как потребует огромных финансовых затрат.

Не меньших затрат потребуют поиски, разведка, внедрение технологий освоения и эксплуатация так называемых нетрадиционных источников углеводородов: высоковязкие нефти и природные битумы, попутный нефтяной газ, сланцевый газ, горючие сланцы, газ угольных пластов и др.

Создавшаяся в настоящее время ситуация достаточно серьезная. Проблема заключается не в отсутствии перспектив нефтегазоносности недр или в истощенности углеводородного потенциала республики. Краеугольным камнем является дефицит финансовых средств выделяемых на геологоразведку. Как следствие основной проблемой воспроизводства углеводородной базы в ближайшие годы будет являться острый недостаток мощностей геологической службы, не позволяющий существенно нарастить объемы ГРР по организационным, техническим, технологическим и кадровым причинам.

Среди путей выхода из сложившейся ситуации наиболее важными и безотлагательными видятся следующие направления:

- существенная финансовая помощь государства геологоразведочной отрасли на нефть и газ в целях стабилизации ее состояния и дальнейшего развития;

- с учетом имеющегося положительного опыта разработка среднесрочных и долгосрочных программ развития геологоразведочных работ с указанием необходимого технического и технологического перевооружения геологической службы, концентрацией работ на наиболее перспективных участках, подготовки высококвалифицированных кадров и оптимизации организационной структуры отрасли, наращивания объемов ГРР и их финансовая обеспеченность;

- без ущерба для традиционных направлений поиска залежей нефти и газа постепенно наращивать исследования направленные на изучение нетрадиционных источников углеводородов;

- развивать геологоразведочные работы с целью поиска залежей нефти и газа с дальнейшим вовлечением их в разработку за пределами республики.

геологический разведочный углеводороды узбекистан

Г.С. Абдуллаев

А.Н. Богданов

Литература:

1. Абдуллаев Г.С. Надежная сырьевая база углеводородов - основа для привлечения иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль Республики Узбекистан. Узбекский журнал нефти и газа. Специальный выпуск. май 2013 г.

2. Абдуллаев Г.С., Богданов А.Н., Мухутдинов Н.У. Состояние ресурсной базы углеводородного сырья Республики Узбекистан и перспективы ее наращивания. Тезисы докладов Республиканской научно-практической конференции 16-17 сентября 2010 года. «Проблемы разработки месторождений углеводородов и пути их решения», Ташкент, 2010. с. 5.

3. Файзуллаев Ш.Н. Нефть и газ Узбекистана: новые горизонты «Узбекнефтегаза». Газета «Народное слово», № 101 от 18.05.2004 г.

4. Бабаев А.Г., Ходжаев А.Р., Нишанов Б.У. и др. Предпосылки увеличения добычи нефти и повышения темпов прироста ее запасов в Узбекистане. Фонды ИГИРНИГМ, 1986.

5. Крылов Н.А. Исследование геологоразведочного процесса на нефть и газ // Теоретические основы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Москва: Наука, 1984. с. 158-174.

6. Конторович А.Э., Фотиади Э.Э. и др. Прогноз месторождений нефти и газа. Москва: Недра, 1981. 349 с.

7. Международное сравнительное исследование запасов углеводородов. Издание компании «Ernst&Young», 2013.

Размещено на Allbest.ru