РАИС ХИСАМОВ: «НАДО РАБОТАТЬ НАД УВЕЛИЧЕНИЕМ КИН!»

Интервью заместителя генерального директора – главного геолога ОАО «Татнефть»

Раис Салихович, Татарстан – старый нефтедобычной регион, очень сложный для дальнейшего наращивания добычи, но до сих пор он играет важную роль в нефтяном комплексе РФ. Как это обстоятельство определяет ресурсную базу и стратегию развития компании «Татнефть»?

— Главный потенциал развития компании заложен в программе стабилизации добычи нефти, подразумевающей ряд ключевых направлений деятельности с учетом важных факторов. Это разработка месторождений сверхвязкой нефти, внедрение новой техники и технологий в бурении и добыче, применение современных МУН, применение дифференцированной ставки НДПИ для месторождений с выработанностью более 80% и месторождений сверхвязкой нефти (более 200 мПа·с), расширение и укрепление ресурсной базы за счет геологоразведки и разработки месторождений на новых территориях в пределах Республики Татарстан, Российской федерации и за пределами РФ.

Результаты геологоразведочных работ и внедрение МУН на месторождениях «Татнефти» позволили в последние 15 лет стабилизировать доказанные запасы нефти в объеме 862 млн тонн, вероятные – 268 млн тонн и возможные – около 7 млн тонн.

Ресурсы категории С3 нефтеперспективных структур, подготовленных к глубокому бурению, являются объектами поисково-оценочных работ, обеспечивающих в случае успешного опоискования открытие новых запасов нефти. В пределах республики компании на сегодняшний день принадлежит 127 структур с извлекаемыми ресурсами категории С3 в объеме 69,8 млн тонн.

Прогнозные ресурсы категории Д являются, в свою очередь, источником для подготовки ресурсов категории С3. Важным результатом последних лет стало завершение количественной оценки прогнозных ресурсов на площадях недр Татарстана и ОАО «Татнефть». В пределах лицензионных границ компании в республике прогнозные ресурсы категории D составляют 717,3 млн тонн.

Каковы сейчас реальные возможности эксплуатируемых месторождений компании и как они используются с учетом их характеристик?

– Один из важнейших источников прироста добычи – это работы по увеличению коэффициента нефтеизвлечения уже разрабатываемых месторождений. Технологии повышения КИН пластов в «Татнефти» имеют почти 50-летнюю историю. В разные годы прошли испытания большое количество технологий повышения КИН, (до 146 промышленных и 108 ОПР-технологий в год), что обусловлено большим разнообразием геолого-промысловой характеристики пластов и горизонтов разрабатываемых месторождений.

Гидродинамические методы связаны с бурением скважин в недренируемых зонах пластов – это карбонатные коллекторы, слабопроницаемые пласты, а также включают форсированный отбор жидкости и нестационарное заводнение. Дополнительная добыча нефти за счет гидродинамических методов повышения нефтеотдачи в 2009 году составила 6427,9 тыс. тонн, это 24,9% к общему объему добычи нефти. За счет третичных МУН пластов в 2009 году добыто 5171,4 тыс. тонн нефти, что составляет 20% от общей добычи.

За последние 5 лет (2005-2009 гг.) в компании выполнено 11114 скважино-технологий по увеличению КИН и дополнительно добыто 25,5 млн тонн нефти.

Условия выработки запасов нефти месторождений из карбонатных (трещиноватых) и терригенных коллекторов, вязких и маловязких нефтей, водонефтяных зон в разных стадиях отличаются значительно, что отражается в проектных конечных значениях КИН.

Что можно сказать об эффективности работ по увеличению КИН?

– Мы сегодня имеем и применяем технологии, которые обеспечивают в среднем рентабельность вложенных затрат. Работы по увеличению КИН на месторождениях ОАО «Татнефть» могут дать прирост запасов нефти более 150 млн тонн.

Данное направление необходимо расширять. Это позволит стабилизировать добычу из обустроенных, разрабатываемых месторождений. Кстати, отмечу, что в целом по России за последние пять лет идет значительное снижение КИН, а, к пример, в США – рост.

На Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях сверхвязкой нефти применяются наиболее современные методы увеличения КИН – тепловые методы. Перспективно внедрение тепловых методов также для некоторых залежей бобриковского и тульского горизонтов в Татарстане, а также месторождений Урало-Поволжья, Сахалина, Краснодарского края, НАО.

Мы считаем, что сегодня, когда рост добычи нефти практически остановился, необходимо проведение комплексных системных работ по поддержке добычи нефти из старых, обустроенных районов нефтедобычи, так как открывать и вводить новые месторождения еще тяжелее и дороже, и их так мало.

Поэтому мы ставим задачу поиска методов эффективной разработки залежей нефти в водонефтяных зонах, карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах на базе новейших технологий, в том числе нанотехнологий. Для этого необходимы значительные инвестиции, которые при существующей налоговой системе не окупаются. Требуется использовать подход других нефтедобывающих стран, где сделано выгодным внедрение методов, направленных на увеличение КИН (например, в США).

Какова доля в ожидаемом приросте ресурсной базы «Татнефти» доразведки уже разрабатываемых месторождений?

– В ожидаемом приросте запасов за 2010 год доля прироста запасов за счет доразведки уже разрабатываемых месторождений составит 15%. За 2010 год планируется прирастить запасы за счет доразведки следующих месторождений: Ромашкинское (заволжский горизонт), Тюгеевское, Чегодайское, Пионерское, Западно-Тюрнясевское, Сабанчинское (Биектауское поднятие), Ново-Елховское (Баязитовское и Баллаевское поднятия), Западно-Урустамакское.

Доразведка на уже разрабатываемых месторождениях была проведена по разным месторождениям: за счет сейсморазведочных работ 2D или 3D, за счет проведения возвратов на вышележащие горизонты, за счет бурения разведочных и эксплуатационных скважин и за счет проведения работ по опробованию на приток в пробуренных скважинах.

Эффективен ли поиск новых залежей в регионе с такой высокой степенью освоенности и выработанности месторождений?

– Суди сами. В Татарстане уже добыто более 3 млрд тонн нефти с начала освоения месторождений и сегодня добывается около 90,4 тыс. тонн (650 тыс. барр.) в день. При этом в 2009 году «Татнефть» обеспечила в республике прирост запасов нефти категории С1+С2 в объеме 47,2 млн тонн, из которых за счет геологоразведочных работ – 39,3 млн тонн, при этом открыты 10 новых месторождений. Это 4 нефтяных месторождения – Западно-Репинское, Западно-Берсутское, Северо-Богемское, Николашкинское, а также 6 месторождений сверхвязкой нефти – Пойменное, Новотроицкое, Чумачкинское, Лагерное, Клубничное, Сарабикуловское.

Расскажите, пожалуйста, о ходе геолого-поисковых работ «Татнефти» в целом за последние годы.

– Приобретение новых лицензионных участков в Республике Татарстан, в России и за рубежом потребовало с 2001 года резкого увеличения объема геологоразведочных работ. В начальные этапы после получения лицензионных и контрактных участков возросли объемы сейсморазведочных работ, в том числе 2D – с 1235 пог. км в 2000 году до 11796 пог. км к 2009 году (в 9,6 раза), 3D — с 0 до 1176 км2 в 2010 году.

Сейсмика дополнялась «легкими» методами, включая традиционные: гравиразведку, электроразведку, НВСП, так и новые методы: геохимические (Core Sorber, Radiello-Sorber), нейросейсмику и низкочастотную акустическую разведку (НСЗ, СЛБО).

На перспективных структурах «Татнефти» возрос объем поисково-разведочного бурения с 22,9 тыс. м в 2000 году до 100 тыс. м в 2008 году, или в 4,4 раза. По республике поисково-разведочное бурение было стабилизировано на уровне 50 тыс. м с 2001 года.

В результате проведения ГРР за период с 1986 по 2009 год в целом по Республике Татарстан было открыто 85 месторождений нефти, из них 49 месторождений (58% из общего количества) приходится на «Татнефть». Суммарные извлекаемые запасы всех открытых месторождений составили по категории С1- 44,9 млн тонн, С2 – 15,5 млн тонн. Из этих суммарных запасов на «Татнефть» приходится 72% запасов по категории C1 и 56% запасов С2. Из 49 месторождений, поставленных на Государственный баланс по ОАО «Татнефть», 11 месторождений сверхвязкой нефти (СВН) шешминского горизонта с запасами С1 в объеме 20,2 млн тонн, С2 – 2,9 млн тонн.

За пределами республики с 2004 по 2009 год открыто 12 месторождений, расположенных на лицензионных участках аффилированных компаний «Татнефти». Из них два в Ненецком автономном округе, по 4 в Оренбургской и Самарской областях, по одному в Калмыкии и Сирии. Запасы открытых месторождений составили: запасы нефти и конденсата по категории C1+С2 – 22,3 млн тонн, запасы свободного газа по категории С1+С2 – 34,9 млрд м3.

Какие надежды компания возлагает на новые месторождения, и в каких районах ведется работа?

– Для поддержания существующего уровня добычи нефти в республике необходимо ежегодно открывать новые месторождения. «Татнефть» за последние годы, помимо открытия малоразмерных нефтяных месторождений в традиционных горизонтах, особое внимание уделяет изучению месторождений сверхвязких нефтей шешминского горизонта.

Результаты геологоразведочных работ последних лет показывают, что, несмотря на высокую степень опоискованности, первоочередными для поисков новых залежей нефти в республике по-прежнему являются территории Южно-Татарского свода (открыты Мензелинское, Западно-Хрусталинское, Лазурное, Купавное, Кирпичное, Западно-Галицкое и другие месторождения), Северо-Татарского свода (Афанасовское, Восточно-Анзирское, Ильинское, Шадкинское, Анзиркинское, Ныртинское, Западно-Берсутское, Мало-Урнякское и др.) и Мелекесской впадины (Шиповское, Западно-Селенгушское, Северо-Зюзеевское, Северо-Октябрьское, Южно-Селенгушское, Ветеранское, Восточно-Селенгушское, Черноозерское, Заветное и др.).

О возможности выявления на землях Татарстана новых (хотя и преимущественно мелких) месторождений свидетельствует большой фонд подготовленных к глубокому бурению локальных поднятий. По мнению большинства геологов-нефтяников, величина запасов углеводородного сырья, содержащегося в малоразмерных структурных, структурно-литологических и других малоизученных типах ловушек достаточно велика. Освоение небольших и сложно построенных залежей углеводородов представляет один из основных резервов устойчивого обеспечения ресурсами многих регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Компания, как известно, ведет активную разведку и вне Татарстана, в том числе за пределами РФ.

– Да, «Татнефть» продолжит вложение инвестиций в поиск и разведку месторождений не только на территории Татарстана, но и в других регионах: Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях, Республике Калмыкия и Ненецком автономном округе. С участием капитала «Татнефти» в Российской Федерации работают 10 дочерних и зависимых компаний, которым предоставлены 25 лицензий, в пределах которых находятся 30 месторождений. Кроме того, сама «Татнефть» имеет за пределами Татарстана 7 лицензионных участков, в том числе 5 месторождений.

— Сирия. На начало октября на Блоке №27 открыто месторождение Южная Кишма с начальными извлекаемыми запасами C1+C2 около 5 млн тонн. В рамках вновь созданного СП «АльБуКамаль Петролеум» с 7 апреля 2010 года месторождение Южная Кишма введено в промышленную разработку с установленным режимом работы скважины №1 на уровне 87 т/сут. Ожидаемая добыча за 2010 год – 11 тыс. тонн. В 2010 году планируется бурение одной, в 2011 – двух скважин для дальнейшей доразведки и поиска месторождений в пределах контрактной территории.

Ливия. На контрактных участках по результатам проведенных сейсморазведочных работ МОГТ 2D и 3D выявлено значительное количество поднятий, которые подготовлены для поисково-разведочного бурения. На 4 структурах Блока 82/4 сегодня пробурены 4 поисковые скважины, открыты промышленные залежи нефти, освоены 2 скважины. За 2010 год всего будут пробурены 9 скважин. На Блоке 82/1 пробурено 5 поисковых скважин. По результатам испытания дебиты скважин составляют от 85 до 185 т/сут нефти.

Как изменился за последние годы арсенал технологий, которые компания применяет при поиске и разведке месторождений нефти? Какие силы для этого привлекаются?

– В современном арсенале «Татнефти» есть как отечественные, так и зарубежные методы поиска залежей углеводородов с широким спектром новых научных подходов и инновационных технологий.

Среди них следует отметить геофизические методы (в том числе сейсмические, электрометрические, магнитометрические) и геохимические методы (это традиционно газогеохимические исследования с привлечением термовакуумной и химической дегазации, хроматометрии, масспектрометрии и т.д.).

На сегодняшний день увеличивается потребность в экономически выгодных и конкурентоспособных технологиях.

Одной из современных разработок нанотехнологий, используемых нами в сотрудничестве с компанией W.L.GORE&Associates (Newark, Delaware, США) является метод GORE-SORBER. Метод специализируется на «пассивном» сборе углеводородных газов из почвы. Пассивный означает сбор УВГ при помощи внедренного в почву адсорбента.

Вероятностное сравнение спектра газов на известных нефтяных объектах (скважинах, поднятиях) и анализируемых образцов является главным принципом для успешного прогнозирования исследуемых территорий. В последние годы в поисковой геологии ОАО «Татнефть» используется технология нового пассивного модуля сорбента Radiello-сорбер.

На территории Республики Татарстан выполнен широкий комплекс геолого-геофизических исследований различной целевой направленности. Мелкомасштабной аэромагнитной съемкой покрыты практически все земли региона, электроразведка ЗСМ проведена на площади 45 тыс. км2, сейсморазведкой МОГТ отработано более 60 региональных профилей. Детальными аэромагнитными измерениями изучены восточная и центральная части РТ. Дистанционные аэрокосмогеологические исследования регионального характера осуществлены повсеместно. Высокоточная аэромагнитная, детальные аэрокосмогеологические наблюдения охватывают 70% территории РТ, детальные гравиразведочные работы – 90%, высокоточная гравиразведка – 54%, электроразведка ЗСБЗ – 36%. Сейсморазведка MOГT-2D проведена более чем на 200 участках, с разной степенью детальности покрыта площадь около 50 тыс. км2. В значительном объеме выполнено (в основном в восточных районах республики) структурное и глубокое поисковое бурение.

В последние годы освоение земель востока и запада РТ осуществляется недропользователями, и здесь «Татнефти», как крупнейшему из них, принадлежит основная роль не только в добыче нефти, но и наращивании ресурсной базы территории, внедрению новых методов и технологий поиска, разведки. Значимы результаты полевых геолого-геофизических работ, выполняемых компанией ООО «ТНГ-Групп» и ее подразделениями.

Анализ результатов геолого-геофизических исследований, проводимых на территории республики, показывает, что в настоящее время практически все они выполняются на новом техническом и методическом уровне. В первую очередь это относится к сейсморазведке, задачи которой постоянно усложняются. На перспективных и высокоперспективных землях Восточного Татарстана работы направлены на решение вопросов, связанных с подготовкой новых объектов вблизи известных нефтескоплений, детализацией выявленных структур, уточнением структурного плана разрабатываемых месторождений (оптимизация сети оценочных и эксплуатационных скважин). Выполняются как детализационные профили, так и сейсморазведка 3D.

На ряде участков, где проведение детализационных работ МОГТ не представляется вероятным (экономические критерии, условия местности, населенные пункты, санитарно-защитные зоны и т.д.), используются различные модификации электроразведки, высокоточная гравиразведка, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геохимия и др. Важно заранее реально оценить возможности методов (или их комплекса) в конкретных геологических условиях, учитывая при этом стоимость работ. Имеются положительные примеры использования несейсмических методов, как при подготовке к бурению новых объектов, так и детализации разрабатываемых и разведываемых месторождений.

Несмотря на значительное многообразие существующих в настоящее время методов локального прогноза, в Республике Татарстан провести анализ и оценить эффективность этих методов на землях «Татнефти», с позиции подтверждения поисково-разведочным бурением прогнозируемых нефтяных залежей, представилось возможным по следующим видам исследований: высокоточная гравиразведка (методика «ГОНГ»), комплекс ГГХМ, технологии «Нейросейсм», НСЗ. Остальные методы находятся на стадии опытно-методических разработок и только начинают внедряться в геологоразведочный процесс.

В целом эффективность методов локального прогноза достаточно высока: технология «Нейросейсм»– 81% (положительный прогноз); комплекс ГГХМ – 72%; высокоточная гравиразведка (методика «ГОНГ») – 71%; НСЗ – 80%.

На современном этапе опоискования территории Татарстана разработана и успешно внедряется технология, основанная на применении комплекса сейсморазведочных работ и новых методов локального прогноза нефтегазоносности (ЛПН), основной особенностью которых является относительная малозатратность. На ряде участков методы ЛПН выступают как самостоятельные. В республике уже более 15 лет используется технология переинтерпретации материалов сейсморазведки с позиции локального прогноза нефтеносности «Нейросейсм», разработанная в Татарском геологоразведочном управлении (ТГРУ) «Татнефти». В достаточно большом объеме апробирован комплекс геофизических и геохимических методов (ГГХМ). Последний включает магниторазведку, электроразведку естественных электрических потенциалов ЕП и геохимию УВГ и металлов-индикаторов. Комплекс ГГХМ реализован в ТГРУ и ООО «ТНГ-Казаньгеофизика». Для выделения аномалий типа залежь (АТЗ) используется методика гравиметрического обнаружения нефти и газа (ГОНГ).

Кроме того, в «ТНГ-Казаньгеофизике» выполняются работы по применению различных модификаций наземной и наземно-скважинной электроразведки для оценки флюидонасыщенности разреза (ЗСБЗ, ВП, НСЭ, СЭП, ВЭЗ, ЕП). Достаточно большие объемы применения низкочастотного сейсмического зондирования для прогнозирования нефтеносности разреза (ЗАО «Градиент»). В небольших объемах на перспективных территориях республики выполнены работы по технологии «АНЧАР», точечные электромагнитные зондирования ТЭМЗ. На лицензионных землях «Татнефти» широко используется технология W.L. GORE & Associates.

Значительный потенциал компании – это месторождения высоковязких битумных нефтей. С какими особенностями приходится сталкиваться при работе на таких месторождениях?

– Тяжелые высоковязкие, а тем более – сверхвязкие нефти (СВН), которыми богат Татарстан, отличаются как по своим свойствам и составу, так и по геологическому строению залежей, которые они формируют. Соответственно существует ряд трудностей, связанных с подготовкой скоплений данного вида сырья к разработке.

Проблема заключается в том, что подготовка месторождений требует больших финансовых затрат, что связано со спецификой сырья и сложными геологическими условиями его залегания. По нашим подсчетам, для подготовки 87 месторождений в республике к разработке необходимо более 900 млн рублей. Связано это с необходимостью бурения большого числа скважин с высоким процентом выноса керна, углубленных лабораторных исследований качества и свойств сырья. В нефти содержатся такие ценные компоненты, как сера и сероорганические соединения, ванадий, никель, редкоземельные элементы. Часто они имеются в промышленных концентрациях. Необходимо исследовать попутные полезные ископаемые и подсчитать их запасы для оценки возможности комплексной разработки месторождений.

При ГРР на месторождениях СВН необходимо проводить также испытание продуктивных пластов нескольких объектов месторождения, как на естественном режиме, так и с паротепловым воздействием на пласт. Здесь помимо больших материальных затрат налицо проблема обеспечения качественными парогенераторами. Наконец, до передачи месторождения для промышленной разработки обычно проводятся долгосрочные многовариантные опытно-промышленные работы по добыче, отрабатываются эффективные технологические схемы эксплуатации.

Как вы считаете, позволяет ли текущая система лицензирования в России эффективно решать задачи и по приросту запасов, и по развитию добычи?

– В целом законодательство, регулирующее лицензирование недропользования в России, доказало свою состоятельность за прошедшие годы, но как и любое другое требует постоянного совершенствования, что, к сожалению, происходит медленно и не всегда поступательно.

Так, принятие новой методики расчета стартового платежа привело к тому, что более 80% аукционов по распределению недр не состоялось. При аукционном принципе распределения участков недр, на которых нет подготовленных запасов, по нашему мнению, необходимо устанавливать символический стартовый платеж: в этом случае большинство участков будет приобретено недропользователями и отрасль получит больше инвестиций.

На самом деле предложений по совершенствованию лицензионной системы и налогообложения в недропользовании очень много, но их внедрение требует значительных усилий на административном и законодательном уровнях. А это, всем известно, очень непросто. Даже незначительных поправок в законодательные акты, касающиеся недропользования, приходится ждать годами. Работа над совершенствованием закона «О недрах» и других законодательных актов в области недропользования осуществляется на постоянной основе. Начиная с 1992 года поправки в закон «О недрах» принимались 19 раз.

В последние годы принимается в среднем 2 поправки в год. К сожалению, эти поправки практически всегда инициируются властными структурами, и их принятие, как правило, только осложняет работу недропользователей. Вместе с тем, инициируемые недропользователями поправки не принимаются годами, примером может служить поправка в части возможности расширения границ лицензионных участков за счет нераспределенного фонда недр.

Мы по мере своих сил и возможностей участвуем в законотворческом процессе. Входим в составы рабочих групп при МПР, ТПП, РСПП. Высказываемся и даем предложения на заседаниях профильных комитетов Госдумы и Совета Федерации.

Каковы ваши предложения по улучшению системы госрегулирования в сфере недропользования?

– Основными вопросами в этой сфере, которые, по нашему мнению, необходимо решить в ближайшее время на законодательном уровне в интересах как недропользователей, так и государства, являются:

— восстановление ставки ВМСБ или принятие иного механизма аккумулирования средств (из части НДПИ) в целях увеличения объемов финансирования, как региональных геологоразведочных работ, так и поисковых работ недропользователями за счет оставления им части аккумулируемых средств;

— внесение изменений в Закон «О недрах», Земельный и Лесной кодексы, касающихся устранения противоречий в части оформления разрешительной документации на осуществление работ по недропользованию;

— оптимизация налогообложения при разработке месторождений содержащих трудноизвлекаемые запасы и при вводе в разработку мелких месторождений;

— отмена разовых платежей при выдаче лицензий на разработку месторождений недропользователям, осуществляющим поисковые и оценочные работы за свой счет;

— установление порядка изменения границ лицензионных участков с возможностью приобретения недропользователем запасов, выходящих за границы его участка на нераспределенный фонд недр;

— присоединение по заявке недропользователя части одного лицензионного участка к другому лицензионному участку при условии, что оба участка принадлежат одному недропользователю и относятся к одному виду лицензий;

— расширение границ лицензионного участка по глубине в случае выявления новых залежей;

— объединение лицензионных участков в один в пределах одного месторождения или деление одного лицензионного участка на несколько, в случае открытия на участке нескольких месторождений, по заявке недропользователя.

А ситуация с налогообложением?

– Относительно системы налогообложения недропользования необходимо отметить ее негибкость, что препятствует привлечению в отрасль инвестиций и не стимулирует рациональное пользование недрами.

В последние годы ситуация стала меняться. Принят ряд существенных поправок в Налоговый кодекс, направленных на стимулирование недропользователей, работающих в старых нефтегазоносных районах с большой выработанностью месторождений и в отдаленных районах, где практически полностью отсутствует инфраструктура.

Необходимо отметить, что до 2001 года затраты на ГРР в республике формировались из отчислений «Татнефти» в фонд ВМСБ, в 2001 году – из фонда ВМСБ и собственных источников, а с 2002 года, в связи с вступлением Налогового кодекса, только из собственных источников.

Одновременно с этим введение Налогового кодекса привело к резкому увеличению суммы ресурсных налогов (акцизный сбор, ВМСБ, роялти) при переходе на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Например, за 2008 год рост составил 2,44 раза по сравнению с ранее существовавшими налогами.

Какими мерами можно стимулировать ГРР?

Для повышения уровней геологоразведочных работ в первую очередь необходимо:

— разработать механизм компенсации затрат компаний на ГРР за счет снижения отчислений предприятий по НДПИ;

— страхование риска предприятий через МПР с целью компенсации затрат на геологоразведочные работы, когда не достигнуты или не подтверждены прогнозные ресурсы и запасы сырья (оплата из фонда ВЗМР);

— снижение налоговой нагрузки, в том числе налог на добавленную стоимость;

— снижение импортных пошлин на импортное нефтегазовое оборудование, аналоги которого не производятся на территории России;

— предоставление льгот по налогу на прибыль предприятиям, осуществляющим научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в области нефтегазодобывающего и нефтегазоразведочного сектора;

— внесение соответствующих поправок в Градостроительный, Водный, Земельный кодексы и другие документы, которые регламентируют работы в области геологоразведки и разработки месторождений углеводородного сырья;

— законодательное урегулирование порядка согласования и утверждения проектной и иной разрешающей документации.

Но одно дело открыть новое месторождение, другое – пустить в эксплуатацию, то есть разбурить месторождение эксплуатационными скважинами, создать системы обустройства, включая подачу электроэнергии, строительство нефтепроводов, узлов подготовки, сдачи нефти, ее учета.

Сегодня во многих регионах затраты по освоению мелких месторождений убыточны. Поэтому мы считаем, должна быть государственная поддержка добычи нефти из мелких месторождений, что позволит увеличить объемы ГРР по поиску таких месторождений (это уплотнение сейсмопрофилей, 3D сейсморазведочных работ и бурение новых поисковых скважин).

Каждая компания всегда считает прогноз запасов предполагаемых месторождений (исходя из ресурсов по категории СЗ), ожидаемые затраты на освоение таких месторождений и ожидаемую рентабельность разработки. Если на этом этапе получена отрицательная экономика, никто заниматься ГРР не будет.

АВТОР

Раис Хисамов, д.г.-м.н., заместитель гендиректора – главный геолог ОАО «Татнефть», занимает эту должность с 1997 года. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности в 1978 г., работал оператором по добыче нефти, по исследованию скважин, главным геологом НГДУ «Иркеннефть». Действительный член Академии горных наук РФ. Заслуженный геолог РТ, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РФ.

БОКС 1

Актуальность повышения КИН

месторождений ОАО «Татнефть» определяется:

— поздней стадией разработки основных эксплуатационных объектов;

— неоднородностью геологического строения и структурой запасов нефти с высокой долей трудноизвлекаемых;

— высокой обводненностью добываемой продукции и значительным фондом скважин выведенных из эксплуатации по причине низкой эффективности;

— 28% текущих извлекаемых запасов нефти имеют проектное значение КИН ниже 0,25 и только 40,5% – более 0,4.

БОКС 2

«Татнефть» прирастает участками

Всего за период с 1998 по 2010 годы ОАО «Татнефть» и ее дочерние компании приобрели:

— 17 лицензионных участков в Республике Татарстан с извлекаемыми запасами категории С1+С2 равными 1,2 млн тонн и ресурсами С3, D – 81,2 млн тонн;

— 43 участка за пределами Татарстанf в России с извлекаемыми запасами С1+С2 – 32,4 млн тонн и ресурсами С3+D более 129,2 млн тонн; ВЫДЕЛЕНО ЖЕЛТЫМ – ЗДЕСЬ ЕСТЬ ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ РАЗНИЦА – ПЛЮС ИЛИ ЗАПЯТАЯ? ИЛИ ЭТО ОДНО И ТО ЖЕ?

— 5 контрактных участков в Сирии и Ливии с извлекаемыми ресурсами С3+D более 1,5 млрд тонн.

БОКС 3

Сверхвязкая Ашальчинская нефть

Республика Татарстан обладает запасами сверхвязкой нефти в объемах, по разным оценкам, от 1,5 млрд до 7 млрд тонн. «Пилотным» месторождением для разработки залежей сверхвязкой нефти в России стало Ашальчинское, на котором «Татнефть» в 2009 году добыла свыше 18 тыс. тонн.

Работы по освоению Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти ведутся на основании утвержденной технологической схемы разработки с максимальной добычей нефти 297 тыс. тонн в 2015 году, при фонде 118 добывающих, 74 нагнетательных скважин.

В настоящее время пробурены шесть пар горизонтальных скважин, в том числе три пары с использованием буровой установки с наклонной мачтой. Пробурена одиночная горизонтальная скважина для технологической закачки пара. С начала применения метода парогравитационного дренажа на начало октября добыто 56,3 тыс. тонн нефти, с начала текущего года – 18,2 тыс. тонн. Текущий дебит нефти всех действующих скважин составляет более 80 т/сут, закачано 229 тыс. тонн пара с начала работ.

Таблица 1 ГРАФИК

Динамика добычи нефти «Татнефти» за пределами Татарстана