В Казахстане обсуждают, как продлить разработку нефтяных месторождений, которые уже прошли пик добычи. На фоне роста доли зрелых активов всё большее значение приобретают технологии, позволяющие извлекать нефть из уже разрабатываемых пластов. Какие ресурсы ещё остаются на таких месторождениях, насколько рентабельна их дальнейшая эксплуатация и какую роль в этом могут сыграть методы увеличения нефтеотдачи, выяснил Centralmedia24.
26 августа в Астане начал работу Казахстанский форум по методам увеличения нефтеотдачи (МУН), организованный под эгидой Министерства энергетики РК. Участниками мероприятия стали представители государственных органов, нефтегазовых компаний, научных и сервисных организаций, а также международные эксперты.
В число участников вошли представители KAZENERGY, «КазМунайГаза», КМГ Инжиниринга, NCOC, «Тенгизшевройл», КПО, ЦНТИ «Самгау», зарубежных компаний и университетов. Главной темой форума стало обсуждение практических решений для внедрения современных технологий увеличения нефтеотдачи.
Спикеры отметили, что особое значение эти методы приобретают для зрелых месторождений, где традиционные подходы к добыче постепенно сталкиваются с технологическими и экономическими ограничениями.
Выгодна ли разработка таких месторождений стране и какое у них будущее, узнали у Минэнерго.
Большинство нефтяных месторождений страны зрелые
Как рассказали в Министерстве энергетики РК, более 70% разрабатываемых нефтегазовых месторождений Казахстана (за исключением – Тенгиза, Кашагана и Карачаганака) находятся на поздних (III и IV) стадиях разработки.
Всего на государственном балансе страны числится порядка 300 месторождений, из которых 120-140 классифицируют как зрелые или приближающиеся к истощению.
В соответствии с Едиными правилами по рациональному и комплексному использованию недр, к данной категории относятся объекты, находящиеся на III и IV стадиях разработки. А статус истощающихся месторождений официально закреплён в Кодексе Республики Казахстан «О недрах и недропользовании», отметили в министерстве.
Основными эксплуатационными характеристиками таких месторождений являются:
- Естественное падение пластового давления;
- Стабильное снижение дебитов скважин;
- Устойчивый рост обводненности добываемой продукции.
«Извлекаемые балансовые запасы нефти Казахстана составляют чуть более 4 млрд тонн. На долю зрелых и истощающихся месторождений приходится около 30-33% от общих запасов страны. Приблизительно 1,3-1,4 млрд тонн извлекаемого сырья», – рассказали в Минэнерго.
В среднем на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, ежегодно добывается порядка 15 млн тонн нефти.
В Казахстане к зрелым и истощающимся относятся старые месторождения «первой волны», преимущественно в Мангистауской, Атырауской и Актюбинской областях.
Крупнейшие зрелые активы и их параметры на сегодняшний день выглядят так:
- Узень – добывают около 5-5,3 млн тонн нефти в год. Месторождение выработано более чем на 75%, обводнённость добываемой продукции составляет 90-95%.
- Каламкас – ежегодная добыча составляет около 3,8-4,1 млн тонн. Выработанность превышает 70%, обводнённость – 85%.
- Жетыбай – добывают около 2-2,3 млн тонн нефти в год. Месторождение выработано более чем на 73%, обводнённость превышает 86%.
- Каражанбас – ежегодная добыча составляет около 2 млн тонн. Выработанность — около 70%, обводнённость превышает 85%.
- Жанажол – добывают около 1,5-1,8 млн тонн нефти в год. Месторождение выработано более чем на 75%, обводнённость превышает 88%.
- Кумколь – ежегодная добыча составляет около 1,2-1,5 млн тонн. Выработанность превышает 85%, а обводнённость достигает 93-95%.
Запасы и прогнозы
По информации Минэнерго, наиболее глубокую степень истощения запасов фиксируют на старых промыслах Кызылординской и Актюбинской областей. Там добыча за последние годы упала почти наполовину. А также на старейших месторождениях Эмбы (Атырауская область) и полуострова Бузачи (Мангистауская область), таких как Жетыбай, Каламкас и Каражанбас. Здесь обводненность продукции достигает пиковых 92-97%.
Что касается прогнозов по добыче на ближайшие 10-15 лет, без внедрения методов увеличения нефтеотдачи на зрелых месторождениях Казахстана прогнозируют снижение добычи нефти.
«В настоящее время основной прирост добычи обеспечивают три крупнейших проекта – Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. По оценкам Министерства, отсутствие масштабного применения химических, газовых и тепловых технологий к 2030-2035 годам приведет к снижению операционной добычи в этих регионах на 15-20%. При этом рост КИН (коэффициента извлечения нефти – ред.) всего на 1 процентный пункт на зрелых участках позволит дополнительно извлечь порядка 33 млн тонн нефти», – отметили в Минэнерго.
Как пояснили в министерстве, из-за технологических ограничений в недрах зрелых месторождений Казахстана все ещё остается до 60-70% первоначально геологических запасов нефти. Более 30% балансовых запасов страны сегодня официально классифицируют как тяжелые, высоковязкие и трудноизвлекаемые.
Использовать традиционное заводнение для них экономически нерентабельно, пояснили в министерстве. Эти места требуют сложного физико-химического или теплового воздействия.
Основные проблемы и экономическая выгода
Основными проблемами дальнейшей разработки таких месторождений в Минэнерго назвали высокую обводнённость, падение пластового давления, снижение дебитов, а также инфраструктурные и экономические ограничения.
Так на поздних стадиях обводнённость пластов превышает 85-95%. Компании вынуждены поднимать на поверхность, транспортировать и утилизировать колоссальные объёмы попутной воды ради извлечения малого процента нефти.
«Естественное истощение энергии пласта приводит к падению производительности скважин, требуя дорогостоящего бурения боковых стволов или горизонтальных скважин. Большинство объектов эксплуатируют с конца XX века. Промысловые трубопроводы и резервуары изношены и требуют постоянных затрат на поддержание экологической безопасности», – рассказали в министерстве.
Однако, сравнивая экономическую целесообразность разработки зрелых и освоения новых месторождений, в Минэнерго отметили, что продление разработки зрелых месторождений экономически оправданно.
А главный плюс «старых» участков – уже готовая транспортная и промышленная инфраструктура, а также высокая геологическая изученность пластов.
«Министерство регулярно проводит оценку и координирует внедрение современных технологий нефтеотдачи. Для повышения рентабельности таких истощенных объектов государство также внедряет налоговую стимуляцию. Параллельно с поддержкой зрелых месторождений в Казахстане активно изучают новые участки недр».
В министерстве также пообещали, что для восполнения ресурсной базы нарастят темпы геологического поиска. По их данным, в период 2027-2028 годов, объёмы разведочно-оценочного бурения увеличатся до 120 скважин ежегодно.
Особый акцент также делают на малоизученные глубокозалегающие структуры и новые осадочные бассейны, сланцевую нефть.
Сколько нефти ещё извлекут и каких новых льгот ожидать
Какие же меры государственной поддержки действуют сегодня для недропользователей, разрабатывающих зрелые и истощенные месторождения страны, и планируют ли вводить дополнительные льготы?
В Минэнерго рассказали что в данный момент для низкорентабельных месторождений Правительство утверждает индивидуальные пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
«Всю дополнительную нефть, добытую благодаря внедрению методов увеличения нефтеотдачи, освобождают от внутренних поставок и она может на 100% идти на экспорт. Планируют также внедрить новые налоговые послабления в обмен на обязательное реинвестирование прибыли в модернизацию зрелых участков», – рассказали в министерстве.
Что касается стимулирования разработки таких месторождений, в Минэнерго отметили, что Правительство приняло пакеты поправок в Кодекс о недрах и сопутствующие нормативные акты для стимулирования разработки зрелых, истощенных и малорентабельных месторождений:
«Эти постановления обновляют критерии отнесения месторождений углеводородов и ТПИ к категориям низкорентабельных, выработанных, обводненных или высоковязких. Что позволяет недропользователям оперативно получать государственную поддержку и сниженную налоговую нагрузку».
Говоря о судьбе подобных месторождений на ближайшие 20-25 лет, в министерстве делают ставку на продление жизни крупных и средних зрелых. В основном речь идёт об Атырауской, Мангистауской и Актюбинской областях.
«За счет внедрения новых технологий добычи, таких как полимерное заводнение, газовые методы, цифровые интеллектуальные месторождения, ведомство рассчитывает дополнительно извлечь около 40 млн тонн и более нефти до 2045 года. Налоговые послабления служат прямым финансовым источником для этой модернизации», – подытожили в министерстве.
При этом, по информации Минэнерго, часть мелких, сильно обводнённых (до 95-98%) месторождений с высокой себестоимостью добычи неизбежно признают нерентабельной. Их планируют постепенно выводить из эксплуатации с последующей консервацией и ликвидацией последствий недропользования.
Читайте также:
