tti Q.

50 60 70

Выработанность запасов, %

Рис. 37. Зависимость темпа отбора нефти от степени выработанности начальных и текущих запасов на примере крупного Ромашкинского месторождения (темп отбора: I - от начальных запасов; И - от текущих запасов)

максимальной эффективности их эксплуатации и теперь в целом находятся на стадии снижающейся добычи.

Анализ практики разработки многих месторождений, как каждого в отдельности, так и их групп, в определенной провинции позволяет установить закономерность в изменении темпов отбора нефти (газа) по мере возрастания выработанности запасов. Эта закономерность иллюстрируется на примере динамики разработки уникального Ромашкинского месторождения (рис. 37) и группы месторождений Западной Сибири (8 месторождений с суммарными разведанными начальными запасами более 1.8 млрд.т), введенных в разработку в 1971-1975 годах (рис. 38).

На начальных стадиях эксплуатации месторождений добыча растет и ее максимальный уровень достигается при извлечении 20-30% начальных запасов. На дальнейшей стадии эксплуатации по мере роста выработанности запасов добыча закономерно сокращается. Замедление падения уровня добычи может быть достигнуто введением дополнительных добывающих скважин и применением прогрессивных технологий.

По мере увеличения накопленной добычи и степени выработанности начальных запасов ухудшаются технологические и эко1юмические характеристики сырьевых баз, сокращается средний дебит действующего фонда скважин. Последний в целом по стране уменьшился в период 1975-1990 г.г. с 21.7 т/сут. до 11.3 т/сут., в том числе в Тюмени с 137.7 т/сут. до 22.7 т/сутки. К началу 2000 г. средний дебит снизился до 7-7.6 т/сутки в целом по стране. За последние 20 лет доля запасов нефти, пригодных к эксплуатации с дебитом скважин ниже 5 т/сут., возросла в 2.5 раза, а запасов нефти, позволяющих вести добычу с дебитом скважин более 50 т/сут., сократилась в 12 раз. Только 20% разведанных запасов обеспечивают дебит скважин более 25 т/сут., а более половины всех запасов - менее 10 т/сут. (Дмитриевский, 1997; Попов, 2000 и др.).

10 20 30 40 50 60 70

Выработанность запасов, %

Рис. 38. Зависимость темпа отбора нефти от степени выработанности начальных и текущих запасов на примере месторождений Западной Сибири, введенных в разработку в 1971 - 1975 г.г. (темп отбора: I - от начальных запасов; II - от текущих запасов)

Качественную характеристику и экономическую эффективность сырьевой базы нефти России наиболее полно отражает усредненная дебитность - продуктивность нефтедобывающих скважин в сопоставлении с тем же показателем в других странах, приведенная в таблице 26 по состоянию на 1996 г. (Дмитриевский, 1997; Минеральные ресурсы мира..., 1999; Попов, 1999; Попов, 2000).

Часть запасов нефти в России, добытая за весь прошлый период, включая 2000 г., оцениваемая в 16 млрд.т, а в целом по миру - около 120 млрд.т, характеризовалась лучшими показателями экономической эффективности относительно современных разведанных запасов. Последние имеют очень высокую степень промышленной освоенности. В разработке находится около 1250 месторождений (или более половины из всех разведанных), содержащих почти 80% запасов категорий А+В+Сь На эксплуатируемых месторождениях Западной Сибири сосредоточено более 81% разведанных запасов этой провинции, в Урало-Поволжье - более 95%). Около двух третей запасов всех разрабатываемых месторождений и в целом основных добывающих районов обеспечивают только уменьшающуюся по объемам и все более дорогостоящую добычу нефти. Примерно 55-60% запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. Отработка последних характеризуется более низкими начальными дебитами скважин и темпами отбора (в 2-5 раз) по сравнению с отработкой активных запасов из-за повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов или залегания маломощных нефтяных залежей под мощными газовыми шапками. Рентабельная добыча такой нефти даже с применением особых эффективных технологий возможна в условиях мировых цен не ниже 15-17 долл./барр. Доля таких запасов продолжает увеличиваться и по прогнозам к 2010 г. может достичь 70%) (Гарипов, 2001; Конопляник, 2001). Издержки добычи, по оценкам экспертов, в последние годы имеют тенденцию к повышению, уже достигнув 7-8 долл./барр. в среднем. В ближневосточных государствах ОПЕК они находятся

Глава 2. Состояние, проблемы п тспдспц......спользоваппя минерально-сырьевом базы России

Таблица 26

Средний дебит нефтедобывающих скважин по крупным нефтедобывающим странам

на уровне 1-2 долл./барр. Следует заметить, что указанные издержки добычи нефти в России сложились в условиях выборочной отработки наиболее экономически эффективных запасов. Об этом свидетельствует ухудшение показателей использования фонда нефтедобывающих скважин. Количество неработающих (законсервированных) из-за низкой дебитности (3.5-5 т/сутки) скважин составило в 1998-2000 годах в пределах 33-40 тысяч или 24-26%. При среднем дебите таких скважин 3.5 т/сутки они могли бы обеспечить 40-50 млн.т дополнительной добычи в год. Вместо осуществления мер ПО интенсификации нефтеотдачи пластов и повышения дебитности скважин в погоне за сегодняшней прибылью проводятся консервация большого числа эксплуатационных скважин и выборочная отработка в массовых масштабах более эффективных запасов нефти. Это приводит к выводу многих залежей и месторождений из общего фонда и безвозвратной потере нефти в недрах с последующим их списанием с баланса.

Приведенные основные данные, характеризующие состояние МСБ нефти, негативно влияют на ее инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность. Крупная современная сырьевая база нефти России значительно уступает по количественным и качественным характеристикам, и в целом по экономической привлекательности разведанным запасам преобладающей части ведущих нефтедобывающих регионов и стран мира. Рентабельность нефтяной промышленности России, особенно начиная с 1999 г., поддерживается высокими ценами на нефть (25-30 и более дол./баррель) на мировом рынке. Однако этот фактор, как показывают значительные колебания мировых цен нефти во второй половине прошлого столетия, весьма не стабилен.

Исходя из анализа современного состояния разведанных запасов, а также данных ряда других авторов (Гарипов, 2001; Дмитриевский, 1997; Конопляник, 2001; Попов, 1999 и др.), главными по объемам нефтедобычи в период до 2015-2020 г.г. останутся Западно-Сибирская,