Варьеганнефтегаз добыл 100-миллионную тонну нефти на Северо-Варьеганском месторождении
Варьеганнефтегаз, дочка Роснефти, добыл 100 млн т нефти на Северо-Варьеганском месторождении с начала его ввода в эксплуатацию в 1971 г.
Об этом Роснефть сообщила 13 июля 2016 г.
Северо-Варьеганское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) — 1 из самых зрелых месторождений Варьеганнефтегаза, характеризуется сложным геологическим строением и неоднородностью продуктивных пластов.
Для его разработки компания применяет технологии интенсификации добычи, такие как зарезка боковых стволов с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП).
На месторождении обеспечивается стабильный уровень добычи — около 1,2 тыс т/сутки нефти и 1 млн м3 газа.
Площадь пласта Ю1 — основного по запасам объекта — составляет 330 км2.
В продуктивных пластах месторождения выявлены 29 залежей, из которых 24 нефтяных и 5 газоконденсатных.
Остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата на месторождении составляют более 80 млн т, газа — 61 млрд м3.
Кроме того, на месторождении повышается уровень добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) с большой глубиной залегания.
Результаты проведенных испытаний поисково-разведочной скважины на палеозойские отложения подтвердили их перспективность.
Анализ результатов исследований пласта позволит получить представление о его геологической модели и определить критерии разработки.
На основе полученных данных будет составлен план дальнейшей разработки месторождения.
Варьеганнефтегаз входит в число крупнейших добывающих предприятий ХМАО и является градообразующим для города Радужный.
В портфеле активов Варьеганнефтегаза находится 5 лицензионных участков, а добыча ведется на Бахиловским, Верхнеколик-Еганском, Северо-Хохряковском, Северо-Варьеганском и Сусликовком месторождениях.
]
В 2015 г Варьеганнефтегаз добыл более 6,2 млн т нефти и более 3,2 млрд м3 газа.
В октябре 2015 г компания добыла 50-млн т нефти на Бахиловской группе месторождений.
За 30 лет деятельности добыча Варьеганнефтегаза составила свыше 150 млн т нефти и 47,5 млрд м3 газа.
Обсудить на Форуме
«Варьеганнефтегаз» добыла 100-миллионную тонну нефти
Компания «Варьеганнефтегаз» добыла 100-миллионную тонну нефти на Северо-Варьеганском месторождении, сообщила пресс-служба “Роснефти”.
Введено в эксплуатацию месторождение было в 1971 году.
Основным по запасам месторождения является пласт Ю1, площадь которого составляет составляет порядка 330 квадратных километров. В продуктивных пластах на Северо-Варьеганском обнаружены 29 залежей: 24 нефтяных и 5 газоконденсатных. Остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата составляют свыше 80 млн тонн, газа – 61 млрд кубометров.
Северо-Варьеганское месторождение считается одним из самых зрелых месторождений предприятия, причем у него довольно сложное геологическое строение.
При разработке месторождения применяются новые технологии интенсификации нефтедобычи. В частности, применяется зарезка боковых стволов с многостадийным гидроразрывом пласта.
Ежесуточный объем добычи на месторождении составляет примерно 1,2 тыс тонн «черного золота» и 1 млн кубометров «голубого топлива».
Также на Северо-Варьеганском увеличивается уровень добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) с большой глубиной залегания.
Испытания поисково-разведочной скважины на палеозойские отложения, которые провели специалисты «Варьеганнефтегаза», подтвердили их перспективность, однако в настоящее время проводится более тщательный анализ результатов исследований пласта.
После проведения этих работы будут получены более подробные сведения о его геологической модели, а также определены основные критерии разработки.
ПАО «Варьеганнефтегаз» занимается разведкой и разработкой группы нефтегазоконденсатных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО). Компания входит в число крупнейших добывающих предприятий ХМАО и является градообразующим для города Радужный.
В портфеле активов ПАО «ВНГ» находится пять лицензионных участков, а добыча ведется на Бахиловским, Верхнеколик-Еганском, Северо-Хохряковском, Северо-Варьеганском и Сусликовком месторождениях.
За 30 лет своей деятельности «Варьеганнефтегаз» добыто свыше 150 млн тонн нефти и 47,5 млрд кубометров газа (попутного нефтяного газа – 46,8 млрд кубометров и природного газа – 0,7 млрд кубометров).
Гидроразрыв пласта (ГРП), т. е.
создание искусственной трещины в продуктивном пласте с помощью закачивания под давлением в скважину вязкой жидкости с проппантом, является на сегодняшний день одним из основных методов интенсификации добычи углеводородного (УВ) сырья.
Термин «горизонтальный» использован для краткости, чтобы выделить его на фоне обычно осуществляемого вертикального ГРП, ориентация и угол распространения трещины которого полностью зависит от действующих в данной области земной коры внутренних напряжений.
Основными недостатками «вертикального» ГРП считают малую толщину продуктивных слоев и связанное с этим практически необратимое проникновение вершин трещины в зоны водо- и газонефтяного (ВНК и ГНК) контактов, что зачастую приводит к быстрому обводнению продукции и/или прорыву газов. :///
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской области РСФСР. Площадь 2,2 млн. км2. Включает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Васюганскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области.
Наиболее значительные месторождения: Самотлорское, Мамонтовское, Фёдоровское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Муравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье, Харасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948.
Первое месторождение газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) — в 1960. К 1984 выявлено свыше 300 месторождений.
Провинция расположена на территории Западно-Сибирской низменности. Нефтегазоносные области южной и центральной частей расположены в зоне тайги и большей частью заболочены. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом.
Практически по всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции развиты многолетние мёрзлые горные породы. Основные пути сообщения — реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные дороги отсутствуют.
Железные дороги представлены ветками Тюмень — Тобольск — Сургут — Нижневартовск, Ивдель — Обь, Тавда — Сотник, Сургут — Уренгой. Значительная часть грузоперевозок осуществляется круглогодично воздушным транспортом, в зимний период по зимникам — автомобилями, тракторами и вездеходами.
Транспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Международный газопровод Уренгой — Ужгород – Западная Европа. Центры добычи и разведки нефти и газа — Нижневартовск, Сургут, Урай, Надым, Уренгой, Тюмень и др.
Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров.
Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях.
Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержанием парафинов.
Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см3/м3. Конденсат тяжёлый, нефтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см3/м3, достигает 800 см3/м3.
Конденсат лёгкий, парафинового типа. См. карту.
«Большая нефть» Сибири — путь подвига и вдохновения
Первые геологи пошли в Сибирь еще в 1930-х годах, когда прогноз о существовании нефти на восточном склоне Уральского горного хребта выдвинул в 1932 году основоположник советской нефтяной геологии академик Иван Губкин
Второе освоение Сибири — это нефтяная эпопея, давшая стране богатство сибирских нефтяных месторождений. На том, что нефть в Западной Сибири есть, говорили и в начале 30-х годов и ранее. Однако первые фонтаны больших месторождений, давшие промышленную нефть, забили в начале 60-х годов.
Искать нефть геологи отправились почти сразу после Великой Отечественной войны. Особенно остро вопрос встал в конце 50-х годов, когда уровень добычи нефти во «Втором Баку» — Башкирии и Поволжье, начал постепенно снижаться.
Первые геологи пошли в Сибирь еще в 30-х годах, когда прогноз о существовании нефти на восточном склоне Уральского горного хребта выдвинул в 1932 году основоположник советской нефтяной геологии академик Иван Губкин.
21 апреля 1948 г. был подписан приказ №108 по Главному управлению нефтяной геологии Министерства геологии СССР «О развитии геолого-разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири и неотложной помощи Центральной Западно-Сибирской нефтеразведочной экспедиции — о бурении опорных скважин».
]
17 июня 1948 г. по тому же министерству был издан новый приказ, №375 — «Об утверждении Западно-Сибирской экспедиции по разведки нефти и природных газов — круглогодичной». В конце 50-х годов ХХ века на тюменских просторах приступила к работе геологоразведочная экспедиция.
Советские геологи пробурили первую скважину в 1948 году — она находится почти в центре современной Тюмени, на улице Мельникайте. Вместо нефти скважина в 2 тыс. метров дала минеральную воду, однако работы по поиску нефти и газа в Западной Сибири это не остановило.
Основные направления геолого-разведочных работ были в конце ноября 1950 г. в Новосибирске на совещании геологов, геофизиков, нефтяников Министерства геологии и АН СССР.
Было принято решение покрыть Западно-Сибирскую низменность густой сетью опорных глубинных скважин и рассечь из конца в конец геофизическими профилями.
Нефть и газ начали искать на юге Западной Сибири, в Омске, Томске, а затем началась разведка на севере Западно-Сибирской низменности. Об открытии первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири возвестил газовый фонтан, забивший из опорной скважины Р-1 вблизи села Берёзово.
Скважину по указанию геолога Александра Быстрицкого пробурила бригада под руководством мастера Василия Мельникова.
Говорили, что газовый фонтан забил по чистой случайности, мол, буровая бригада уже закончила работу и собиралась уходить со скважины.
Однако, это не так — удача и «счастливые случайности» всегда сопутствуют тем, кто вел длительную, планомерную работу, и кто тяжело трудился над поставленной задачей. И особенно тем, за чьей спиной стоит огромное государство, сконцентрировавшее свои силы на решении вопроса о поиске нефтяных богатств Сибири.
Имена тех, кто нашел первые нефтяные месторождения, вписаны в историю. В нечеловеческих условиях, без транспортной техники — где высадились, там и начинали бурить, были найдены залежи нефти.
На севере Тюменской области, на берегах Конды начальник одной из буровых бригад Семён Урусов нашел первую нефть. Ее дала скважина 2Р, пробуренная в районе маленького села Шаим, немного — всего полторы тонны в сутки. Вторая скважина была более результативной — 12 тонн нефти в сутки.
Там же, на берегу Конды, когда геологи еще сомневались, а есть ли здесь нефть, 21 июня 1960 года ударил большой фонтан — из скважины под номером 6Р, почти 400 тонн нефти в сутки.
Позже за это открытие Семену Урусову было присвоено звание Героя Социалистического Труда, а его бригада получила почетное звание «Лучшая буровая бригада Министерства геологии СССР».
Так было открыто первое в Западной Сибири месторождение.
Первую промышленную нефть Западной Сибири дало Мегионское месторождение, первый фонтан там забил 21 марта 1961 года. Пробурил скважину, открывшую одно из крупнейших и первых месторождений в Сибири геолог, будущий доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН (1991) и Герой Социалистического Труда Фарман Салманов.
С этим бурением в районе Сургута связана почти детективная история: работы над скважиной начались практически самовольно и тайком. С 1955 по 1957 годы Салманов работал начальником Плотниковской и Грязненской нефтегазоразведочных экспедиций в Кемеровской и Новосибирской областях. Идея была в том, что нефть есть и на Кузбассе, в чем не был убежден Салманов.
Оставив поиски в Кузбассе, Салманов увез свою геологическую партию тайком в Сургут в августе 1957 года. Приказ о переброске партии позднее подписали задним числом, разрешив группе остаться там, где решил геолог.
Когда первая скважина в районе селения Мегион дала фонтан, Салманов написал в Москву «В Мегионе на скважине № 1 с глубины 2180 метров получен фонтан нефти. Ясно? С уважением, Фарман Салманов».
После того, как и из второй скважины в районе Усть-Балыка забил фонтан, Салманов отправил начальству радиограмму: «Скважина лупит по всем правилам». Большая нефть в Сибири была найдена.
Позже были открыты другие месторождения, всего более десятка, в том числе супергигант Самотлор — шестое по величине нефтяное месторождение в мире. Добыча нефти в Волго-Уральском регионе продолжала снижаться, и к середине 67-х годов разницу полностью покрыла Западная Сибирь.
В планах советской власти было довести добычу нефти в Западной Сибири до 100−120 млн тонн к 1975 году (за пять лет), и они казались нереальными — ведь в Татарии на это потребовалось 23 года. Сибиряки справились, несмотря на совершенно другие условия добычи и сложности с транспортировкой нефти.
Первопроходцам было нелегко, бурить приходилось, вырубая леса, осушая болота и борясь с вечной мерзлотой.
Время подвигов освоения Сибири было не делом добычи природных ресурсов — оно, по воспоминаниям, например, моего отца, не геолога, но строителя БАМа, было делом преобразования природы, творчества, подвига и героев.
На Западе опять не верили, что СССР сможет достичь заявленных планов по добыче нефти к 1975 году, хотя опыт уже должен был научить, что в СССР возможно было и невозможное.
Британская Financial Times писала с сомнением, что «посмотрим, смогут ли они осуществить то, о чем мечтают…». Смогли и осуществили, изменив мир вокруг себя силой человеческой воли и разума. Россия до сих пор, до самого сегодняшнего дня экономически живёт во многом благодаря этому подвигу.
ПОИСК
В нефтях пласта Ю Северо-Варьеганского месторождения п/ф = = 1,5, а в залегающих на 40 м ниже нефтях пласта — на порядок больше. Нефти палеозойского генезиса имеют низкое отношение п/ф и по этому показателю обычно отличаются от нефтей нижней юры. [c.28]
СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.561]
Северо-Варьеганское месторождение приурочено к северной части Варьеганского вала, расположенного севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. По сравнению с Варьеганским поднятием Северо-Варьеганское резко погружено (на 200—250 м). [c.561]
Дегазированные нефти Северо-Варьеганского месторождения очень легкие, маловязкие, малосмолистые, малосернистые (класс I), парафи- [c.561]
Северо-Варьеганское месторождение. Нефти маловязкие, очень легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, выход светлых фракций (выкипающих до 300 °С) — высокий, парафиновые (вид Пг). Нефти имеют низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций (выкипающих до 300 °С). [c.248]
Нефти подавляющего числа залежей не затронуты процессами биодеградации и относятся к типу а по классификации Ал.А. Петрова. На конец 1984 г. в Западной Сибири открыто более 1200 залежей нефти. Из них только 17 (табл. 3) относятся к типу Б, т.е.
их хроматограммы лишены пиков как нормальных, так и изопреноидных алканов и представляют собой сплошной нафтеновый фон.
]
Вполне возможно, что число подобных залежей на самом деле несколько больше, так как признаки нефтенасыщения в пластах ПК были зафиксированы при бурении на ряде других площадей, например Самотлорский, Варьеганский и др.
К ним также, вероятно, следует отнести конденсаты газовых сеноманских залежей Уренгойского, Медвежьего, Губкинского и других месторождений, имеющие плотность около 0,860 г/см . Их хроматограмма типична для нефтей типа Б, т.е. лишена пиков алканов. [c.18]
Месторождение Варьеганское, открытое в 1967 г., приурочено к одноименному валу субмеридионального простирания, расположенному севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. Сводовая часть складки осложнена двумя куполами. По горизон- [c.559]
Впервые исследован химический состав попутных газов различных нефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Варьеганско-го, Южно-Балыкского и др.) и предложена научно-обоснованная схема их переработки. [c.4]
В качестве примера приведены некоторые результаты анализа ПНГ Самотлорского, Варьеганского и Советского месторождений (табл. 8-10). [c.16]
К числу наиболее детально изученных многопластовых месторождений относятся Самотлорское, Варьеганское, Федоровское, Балыкская группа и др. [c.12]
Слабо решенным является вопрос извлечения нефти из малых нефтенасыщенных толщин месторождений Уренгойское, Оренбургское, Варьеганское, Комсомольское и других. Особенно сложна нефтяная оторочка Оренбургского месторождения с запасами около 400 млн. т, которая в процессе разработки газа была «размазана» по газовой шапке, и добыча этой нефти теперь проблематична. [c.94]
В качестве базового отечественного реагента-ингибитора и уда-лителя для Сев ро-Варьеганского месторождения был рекомендован реагент ОП-10.
Позднее для Варьеганского и Северо-Варье-ганского месторождений, исходя из результатов лабораторных испытаний, СибНИИНП были рекомендованы ингибиторы ИПС-1, ИПС-2, типа СГ[ПХ и полимерные ингибиторы на основе малеина-тов и алкилакрилатов.
Кроме того, рекомендовано было провести опытно-промышленные испытания ингибиторов и удалителей па- [c.196]
Дегазированные нефти Варьеганского месторождения легкие, маловязкие, малосернистые (класс I), парафиновые (вид Пг), малосмолистые. Нефть имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций, выкипаюших до 300° С. [c.560]
Тип перерабатываемого сырья — нефтяные газы 1, 2 и 3 ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьеганского и Ссверо-Варьеганского нефтяных месторождений Западной Сибири. [c.61]
В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149]
Впервые исследованы химический состав и свойства попутных газов Самотлорского, Варьеганского, Южно-Балыкского, Тарасовского, Муравленковского, Аганского, Федоровского и других месторождений Западно-Сибирского региона. При этом показано, что попутные нефтяные газы [c.19]
ИВВ-1 применяли на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском и других месторождениях Западной Сибири. В большинстве случаев количество вводимой добавки составляло 0,1…0,2 % от объема раствора.
Снижение плотности бурового раствора порой не происходило, что свидетельствует об уравновешивании процессов наработки и комплексной химико-механической очистки буровых растворов, поскольку ранее в этих интервалах на базовых скважинах просто с механической очисткой наблюдалось повышение плотности раствора. Иногда с вводом ИВВ-1 происходило снижение плотности на 10…20 кг/м . Во всех случаях, независимо от изменений плотности раствора, имело место снижение коллоидной глинистой фазы на 0,1…0,4 % до технологически необходимых величин 1,8…2,0 %. [c.187]
Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Л 1ансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области.
выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода.
Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области.
Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К аптскому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-1 до B-VH и к валанжинскому пласты от Б-VHI до Б-ХХ. [c.382]
Нефтяные месторождения концентрируются в основном на территории Среднеобской и Приуральской нефтегазоносных областей, чаще являются многопластовыми со стратиграфической приуроченностью продуктивного разреза к юра-баррецу.
На примере Самотлорского, Варьеганского, Федоровского, Мамонтовского, Салымского и других многопластовых месторождений выявлены закономерности изменения углеводородного состава залежей по продуктивному разрезу [c.
27]
В Северной зоне, судя по сравнительно малочисленным данным, юрский водоносный комплекс на большей части площади насыщен водами невысокой минерализации (до 15 г/л) хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов.
На этом фоне отмечено несколько районов с водами повышенной минерализации хлоридно-кальциевого типа наиболее обширный из них протягивается в северном направлении от Варьеганского до Комсомольского и Западно-Таркосалинского месторождений, где установлены рассолы с минерализацией до 60 г/л, другой район приурочен к Медвежьему и Сандибинскому месторождениям, где встречены воды с минерализацией 35—49 г/л. [c.319]
]
Прежде всего отсутствие достаточной геологической информации не позволяет принимать оптимальные решения как на стадии проектных проработок, так и в процессе добычи углеводородов.
Например, отсутствие информации о литологических осо нностях продуктивных пластов и их прочностных свойств может привести к нерациональному выбору интервалов перфорации и к снижению в дальнейшем надежности скважин из-за преждевременного разрушения слабосцементированных разностей.
Заложение устьев и проектирование забоев скважин без учета разрывных нарушений приводит к тому, что, например, на Северо-Варьеганской площади до 80 % нефтяных скважин с нарушенными обсадными колоннами пересекают геодинамически активные зоны флексурно -разрывных нарушений, характеризующихся значительными градиентами физических полей.
Места заложения скважин на месторождениях типа Астраханского и Карачаганакского в обязательном порядке должны выбираться с учетом природных тектонических разломов и их глубинной трассировки. [c.133]
Нефть и газ Сибири: добыча нефти в Западной Сибири
Территория залегания энергоресурсов, расположенная в Западной Сибири, является крупнейшей нефтегазоносной провинцией нашей страны. Достаточно сказать, что её доля в начальных суммарных запасах природных ресурсов России составляет 60 процентов.
В этом регионе уже открыто порядка пятисот нефтяных, нефтегазоконденсатных и нефтегазовых месторождений, которые содержат в себе 73 процента всех разведанных на данный момент запасов российской нефти.
Открытие по своему уникальных и весьма значительных месторождений на этой территории, а также их интенсивное освоение позволили значительно увеличить объемы добываемой в стране нефти и выйти на лидирующие позиции среди нефтедобывающих стран мира.
За неполных тридцать лет в Западной Сибири было получено почти 6 миллиардов тонн сырой нефти, или 45 процентов общей сырьевой добычи нефти в России.
Нефть и газ Сибири. Общее описание региона
Основными запасами этих ресурсов обладает Западная Сибирь. Нефть и газ здесь сосредоточены на огромной территории.
Этот крупнейший нефтегазоносный бассейн находится на территории Западно-Сибирской равнины, и раскинулся на такие российские регионы, как Курганская, Тюменская, Томская, Омская и частично Новосибирская, Свердловская и Челябинская области, а также Алтайский и Красноярский край.
Высокая нефтегазоносность этой ресурсной провинции объясняется наличием отложений, сформировавшихся в меловом и юрском периодах. Основная часть продуктивных нефтеносных слоев залегает на глубинах от 2-х до 3-х тысяч метров.
Добыча нефти с применением насосного метода в разы превышает фонтанную. В связи с этим возникает такая серьезная проблема российской нефтедобывающей промышленности, как общее старение месторождений, поскольку основную часть добываемого углеводородного сырья получают из старых, давно открытых и разработанных скважин, тогда как объемы добычи с новых промыслов во много раз меньше.
В Западной Сибири расположены десятки значительных по объемам месторождений.
Его площадь составляет 523,1 тысячи квадратных километров, в нем проживает 1 301 тысяча человек, а его столицей является город Ханты-Мансийск. Здесь добывается две трети всей российской нефти, для чего есть вся необходимая инфраструктура.
На территории этого российского региона открыто 273 нефтяных месторождения, 120 из которых активно разрабатываются. 90 процентов всех разведанных запасов углеводородного сырья сосредоточено на 9-ти крупнейших и 77 крупных нефтепромыслах.
Многолетняя интенсивная разработка многих из этих месторождений (в том числе на самом большом нефтяном промысле в России – Самотлорском) привела к тому, что они уже сильно выработаны и обводнены (некоторые – на 80- 90 процентов).
Одновременно на целом ряде крупных резервных месторождений (таких, как Красноленинское, Приразломное, Приобское и некоторых других) разработка ведется в режиме ограниченного отбора.
Из-за такой выборочной разработки структура разведанных нефтяных запасов на территории ХМАО неотвратимо ухудшается.
Несмотря на то, что общий потенциал еще не разведанных энергоресурсов в этом округе – крупнейший в России, улучшение качественных характеристик нефтесырьевой базы не предвидится.
Его площадь составляет 750,3 тысяч квадратных километров, на его территории проживают 465 тысяч человек, а центральным городом является Салехард. Если сравнивать запасы ЯНАО и ХМАО, то в первом регионе их структура намного сложнее, поскольку там преобладают нефти, характеризующиеся высокими показателями вязкости и плотности.
Самыми крупными месторождениями ЯНАО являются Северо-Комсомольское, Русское, Западно-Мессояхское и Тазовское. Всего в этом регионе открыто 129 месторождений нефти, из которых в разработке находятся 26.
Разрабатываемые ямало-ненецкие месторождения содержат в себе 42 процента всех разведанных ра данный момент нефтяных запасов страны.
С севера территория ЯНАО омывается Карским морем, акватория которого является непосредственным продолжением Западно-Сибирской нефте и газоносной провинции.
Богатейший ресурсный потенциал Карского моря подтверждают данные пробного бурения, которое провели еще в 1989-ом году, которые привели к открытию двух гигантских газовых месторождений – Русановского и Ленинградского. Нет никаких сомнений, что в ближайшем будущем освоение именно ресурсных запасов Карского моря будет обеспечиваться созданной в ЯНАО инфраструктурой.
Здесь в разработке находятся 18-ть из 84-х разведанных месторождений нефти, самыми крупными из которых являются Первомайское, Советское, Игольско-Таловое и Лугинецкое. Уровень средней выработанности первоначальных запасов всех уже открытых промыслов составляет примерно 30 процентов, а выработанность вышеуказанных крупных месторожденийнаходится на уровне 17,58 процентов.
Стоит сказать, что объем еще не разведанных нефтяных ресурсов этого региона, по оценкам специалистов, сделанных на основании геологического прогноза, больше разведанных примерно в 1,8 раза. Это позволяет сделать вывод о том, что нефтедобыча в Томской области будет продолжаться еще много лет.
Остальные территориальные образования Западной Сибири в региональном балансе ресурсных запасов играют незначительную роль.
На территории трех областей (южных районов Томской, в Новосибирской и Омской) обнаружено 16 месторождений с небольшими нефтезапасами, из которых лишь три (Прирахтовское в Омской, Кальчинское в Тюменской и Малоичское в Новосибирской областях) взяты в промышленную или опытную разработку. В цело геологический прогноз развития этой сырьевой базы не является оптимистичным.
Немного истории
Этот триумф советских добытчиков стимулировал дальнейшие разведочные работы. Одно за другим стали открываться западно-сибирские нефтяные и газовые месторождения.
В 1960-ои году открыли первое месторождение – Трёхозёрное, в 1961-ом – Мегионское и Усть–Балыкское, в 1962-ом года – Советское и Западно-Сургутское.
Далее открытия продолжились: 1964-ый год ознаменовался открытием Правдинского, 1965-ый год – Мамонтовского и Самотлорского месторождений нефти.
Примерно три десятилетия тому назад Западно-Сибирский регион занял лидирующую позицию по общему объему добычи нефти и газа в нашей стране, и с тех пор удерживает свои позиции в этой отрасли.
]
Ежегодное в мире потребляется больше 14-ти миллиардов тонн условного топлива, из которых 35 процентов – это нефтепродукты, а более 25-ти процентов – природный газ. И эта цифра постоянно растет.
Суммарные запасы углеводородного сырья (нефть и газ), сосредоточенные в северной части Западной Сибири, составляют более 25-ти процентов всех мировых запасов этих видов энергоресурсов, что дает возможность Западно-сибирской ресурсной провинции оставаться ведущим добывающим регионом нашей страны еще не один десяток лет. Достаточно сказать, что доля поступлений в доходную часть федерального бюджета Российской Федерации от предприятий западно-сибирского топливно-энергетического комплекса составляет более 40-ка процентов.
Структура нефтяных запасов Западной Сибири
Далее список самых крупных отечественных месторождений выглядит так:
- Приобское месторождение нефти – начальные извлекаемые запасы – более 700 миллионов тонн;
- Фёдоровское месторождение нефти и газового конденсата – 700 млн. тонн;
- Мамонтовское – 600 млн. т,;
- Русское (газо–нефтяное) – 400 млн. т. И так далее.
Крупнейшими газовыми месторождениями (по своим начальным извлекаемым запасам) являются:
- Уренгойское – 10,2 триллиона кубометров;
- Ямбургское – 6,1 триллион м3;
- Бованенковское – 4,4 триллиона метров кубических;
- Заполярное – 3,5 триллиона;
- Медвежье – 2,3 триллиона.
На территории этого российского региона большая интенсивность освоения ресурсных запасов, образованных в основном неокомскими отложениями, привели к тому, что выросла доля низкопродуктивных нефтяных и газовых ресурсов, общий объем которых на данный момент оценивается в десятки миллиардов тонн сырья. Учитывая старение разрабатываемых скважин и общее снижение мировых энергетических запасов, а также высокую интенсивность их добычи, освоение таких низкопродуктивных ресурсов (особенно – трудноизвлекаемых) – это объективная необходимость современной российской экономики.
Изменение ресурсной структуры нефтяных и газовых запасов Западно-Сибирского региона следует учитывать в процессе разработки долгосрочной нефтедобывающей стратегии.
В настоящее время все специалисты этой отрасли понимают, что дальнейшее развитие невозможно без увеличения объема инвестиций на проведение геологической разведки и на разработку новых месторождений, а также без адекватного качественного изменения сырьевой базы и без разработки и внедрения новых современных технологий нефтедобычи (особенно – при разработке трудноизвлекаемых ресурсных запасов).
YouTube responded with an error: The calling IP address 87.236.17.12 does not match the IP restrictions configured on the API key. Please use the API Console to update your key restrictions.
