Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) - запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти (а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.
Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.
Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.
Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.
В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских (аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.
Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.

Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.
У России имеются огромные по величине трудноизвлекаемые запасы нефти. По справедливости государство эти запасы нефти должно отдавать в разработку тем, у кого есть эффективная технология. Несомненно, что на начальном этапе должны быть некоторые экономические налоговые льготы. Однако, только налоговые льготы не могут неэффективную технологию превратить в эффективную, потому что слишком большим бывает различие по продуктивности у малопродуктивных и среднепродук-тивных пластов. Например, продуктивность малопродуктивных пластов ниже минимальной экономически рентабельной продуктивности в 10 - 30 раз; а максимальные налоговые льготы могут компенсировать снижение продуктивности в 2 раза, соответственно, снижение продуктивности в 5 - 15 раз останется некомпенсированным.
Показывается, что существенная интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов нефти возможна лишь при применении новых технологических и технических средств, а именно создания жестких автономных систем заводнения с дифференцированными величинами давления закачки воды, с применением специальных конструкций нагнетательных скважин из высококачественной стали, отдельных водоводов, малых БКНС.
Интересно: что мы понимаем под трудноизвлекаемыми запасами нефти. Наверное, физически эти запасы нефти вполне извлекаемые1, но экономически они неизвлекаемые, потому что экономические затраты на их извлечение превышают экономическую выручку от их реализации, потому что их извлечение является экономически убыточным. Даже если полностью отменить налоги на реализацию этой нефти, то, учитывая долю таких налогов, можно увеличить рыночную цену нефти для недропользователя вдвое. Конечно, при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти определенные налоговые льготы обязательно нужны, особенно, в начальный, наиболее рискованный период разработки. Но налоговые льготы не являются радикальным средством, даже полная отмена налогов и затрат на продажу добытой нефти не решает проблемы. Более эффективным является другое идейное направление - надо создать принципиально новую технологию и в три-пять раз и более уменьшить затраты на добычу этой нефти.
Проблема проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а именно нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности, состоит в необходимости довольно точных расчетов. Известно, что неточность расчетов приходится компенсировать резервированием части расчетной производительности. И чем больше неточность, тем больше снижается расчетная производительность, ради обеспечения необходимой 90 % - ной надежности проектных показателей. Но расчетная производительность нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности и без того крайне мала, на грани или за гранью экономической рентабельности, поэтому снижать ее некуда - значительно снижать ее нельзя. Поэтому расчеты должны выполняться с максимально возможной точностью.
При такой технологии второстепенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти не разрабатывают.
Но, чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить не просто новую систему, не просто комплекс новых методов, а такую систему и такой комплекс, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы многими другими нефтедобывающими компаниями.
В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.
Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.
Степноозерское нефтяное месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в отложениях каменноугольной системы. Специфическим в строении залежей нижнего карбона является широкое развитие эрозионных врезов как площадного, так и руслового типов.
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт.
Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти.
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти.

Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.
В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.
Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.
Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.
В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.
Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.
В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.
Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.
Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.
Изменение доли дополнительно пробуренных скважин и добычи нефти из них по горизонтам Д0 и Ai Ромашкинского месторождения.
Это можно объяснить тем, что они бурятся преимущественно с целью отбора трудноизвлекаемых запасов нефти.
Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / / НТЖ Нефтепромысловое дело.
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.

Нефть является одним из основных ресурсов, необходимых человеку. Уже на протяжении многих тысячелетий человечество использует нефть в разных сферах деятельности. И, не смотря на то, что ученые неустанно работают над разработкой новых энергетических технологий, нефть все равно остается незаменимым продуктом в области энергетики, в первую очередь. Однако, запасы этого «черного золота» истощаются несказанно быстро. Практически все гигантские месторождения давно уже найдены и разработаны, таковых практически не осталось. Стоит отметить, что с начала текущего столетия еще не было найдено ни одного крупного нефтяного месторождения, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей. Этот факт является свидетельством того, что человечество уже израсходовала самую большую часть нефтяных залежей. В связи с этим, вопрос о добыче нефти с каждым годом становится все острее и актуальнее, особенно для Российской Федерации, которая по объему мощности своего сектора в нефтеперерабатывающей области среди всех стран в мире находится на третьем месте, пропустив вперед Китай и США.

Таким образом, российская власть прилагает максимум усилий для того, чтобы поддержать объемы нефтедобычи, тем самым сохранив влиятельность государства на мировом рынке. Согласно аналитическим прогнозам, в скором будущем лидерство в области нефтедобычи перейдет к Канаде, Бразилии и США, что является неутешительным для РФ. С 2008 года в стране наблюдается отрицательная динамика в добыче этого ресурса. По данным Министерства энергетики по состоянию на 2010 год добыча нефти в государстве составляла 10,1 млн бар., однако к 2020 году, если ничего не изменится, добыча упадет до 7,7 млн бар. Ситуацию может изменить только принятие кардинальных мер в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. Однако, эти все статистики и показатели не являются свидетельством того, что запасы нефти и вовсе заканчиваются. Это говорит о том что теперь большую часть составляют трудноизвлекаемые запасы нефти. По подсчетам Минэнего, общее количество таких нефтяных залежей на территории России составляют прядка 5-6 миллиардов тонн, что в процентном соотношении составляет 50-60% от общего объема. Таким образом, трудноизвлекаемая нефть является хорошим решением проблемы, которая заключается в сохранении необходимых объемов добычи нефти. Таким образом, добыча трудноизвлекаемой нефти является вынужденной мерой.

Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.

Абсолютно все залежи трудноизвлекаемой нефти подразделяются на две категории:

1. Залежи, характеризующиеся низкой проницаемостью пластов. К таким относятся плотные песчаники, сланцы, баженовская свита;
2. Высоковязкая и тяжелая нефть - природные битумы, нефтяные пески.

Стоит отметить, что нефть, относящаяся к первой группе по своим качественным характеристикам вполне сопоставима с той нефтью, которая добыта традиционным способом.

Учитывая трудности во время добычи такой нефти, стоит отметить, что обычные методы разработки таких месторождений будут неэффективными. В связи с этим, применяются совершенно иные технологии, требующие соответствующих затрат. На протяжении нескольких лет специалисты изучают залежи трудноизвлекаемой нефти и разрабатывают подходящие, и в то же время относительно бюджетные, способы ее добычи.

Таким образом, разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными методами приводит к тому, что изначально ресурс из скважины идет хорошо, однако он быстро заканчивается. Это связано с тем, что добыча нефти в данном случае осуществляется из маленького участка, который вплотную прилегает к перфорированному участку скважины. В связи с этим, бурение привычных вертикальных скважин не дает необходимого результата. В данном случае, следует использовать методы, позволяющие увеличить продуктивность скважины. Как правило, они направлены на увеличение площади соприкосновения с пластом, который имеет большую нефтяную насыщенность. Такой эффект можно достичь путем бурения скважин, имеющих большой горизонтальный участок, а также применения метода гидроразрыва пласта в нескольких местах одновременно. Данный способ также зачастую используется при добыче сланцевой нефти. Однако, для добычи, например, природных битумов или сверхвязкой нефти, данный способ будет неэффективным.

Выбор методов добычи подобного сырья основывается на таком параметре, как глубина залегания пород, насыщенных нефтью. Если залежи находятся на сравнительно небольшой глубине, до нескольких десятков метров, то применяется открытый способ добычи. В противном случае, если глубина залегания достаточно велика, то трудноизвлекаемую нефть сначала подогревают паром под землей, что позволяет сделать ее более жидкой и поднять на поверхность. Производство пара, который закачивается в скважину, осуществляется в специальной котельной. Стоит отметить, что трудности возникают с использованием данного метода в том случае, если глубина залегания трудноизвлекаемой нефти сильно большая. Это связано с тем, что по пути к нефти, пар теряет свою температуру, тем самым не прогревая нефть необходимым образом, из-за чего ее вязкость изменяется не так, как нужно. Поэтому, существует метод парогазового воздействия, предполагающий не подачу пара в пласт, а его получение прямо на нужной глубине. Для этого осуществляется установка парогенератора прямо в забое. В парогенератор подаются специальные реактивы, при взаимодействии которых выделяется тепло, что способствует образованию азота, углекислого газа и воды. Когда углекислый газ растворяется в нефти, то она также становится менее вязкой.

Таким образом, стоит отметить, что трудноизвлекаемая нефть является важным ресурсом, добыча которого позволит поддерживать добычу необходимых объемов нефти. Однако, для ее извлечения следует применять принципиально другие методы, существенно отличающиеся от добычи нефти из традиционных залежей. Это, в свою очередь, влечет за собой дополнительные финансовые растраты. В связи с этим, конечная стоимость добытой трудноизвлекаемой нефти составит порядка 20 долларов за 1 баррель, в то время, как стоимость 1 барреля традиционной нефти составляет 3-7 долларов. Специалист продолжают работать над новыми технологиями, которые позволят добывать трудноизвлекаемую нефть с минимальными затратами.

Мы благодарны организаторам VIII Международного промышленно-экономического Форума «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», состоявшегося 19-20 ноября 2015 года в РГУ им. Губкина за возможность представить новую технологию добычи трудноизвлекаемых запасов нефти Баженовской свиты, получившей название Технология № 5 КВКР.

Технология разработана совместно компаниями «Новые Технологии» и «КОМПОМАШ-ТЭК». На текущий момент уже начата реализация проекта в кооперации с компанией «Газпром нефть» при научном участии и поддержке со стороны РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, МГУ им. М. В. Ломоносова, и в частности, Химического факультета МГУ и Нефтегазового центра МГУ.

СЛАЙД № 1. Проблема Бажена.
Баженовскую свиту часто сравнивают с североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, такими как, Баккен/Три Форкс и Игл Форд. Но схожи они лишь внешне.
В отличие от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев продуктивные пласты Бажена более пластичные, более неоднородны и, главное, менее мощные.
Так, на Баккене/Три Форкс или на Игл Форд, формируемый дренируемый объем, как правило, составляет от 30-40 млн. м 3 . На Бажене этот показатель почти в 10 раз ниже: 3-4 млн. м 3 .
Количества нефти низкопроницаемых пород в таком относительно небольшом дренируемом объеме недостаточно для преодоления точки безубыточности при добыче только самой нефти низкопроницаемых пород.
Именно поэтому, по мнению экспертов отрасли, экономически эффективное освоение Бажена возможно только при условии вовлечения в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - керогена. А это, в свою очередь, означает, что ПП Бажена необходимо нагревать…

СЛАЙД № 2. Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН).
Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН) заключается в отсутствии технологий, позволяющих доставлять высокотемпературный рабочий агент, на большие глубины. Так, например, в случае использования высококлассных и очень дорогих термокэйсов класса “E” (0.006>λ≥0.002 Вт/м°C; Р<20 МПа и Т<350°C) ТМУН могут быть использованы на глубине до 1400 метров. Более бюджетные термокэйсы класса “B” (0.06>λ≥0.04 Вт/м°C; Р<40 МПа и Т<400°C) позволяют доставлять рабочий агент на глубину 1500 метров, но с увеличенными тепловыми транспортными потерями.
В Технологическом комплексе Технологии № 5 КВКР используются уникальные НКТ с ТИП (0.0408 Вт/м°C), разработанные ЗАО «КОМПОМАШ-ТЭК» (Россия), которые за счет меньшего погонного веса могут быть использованы на глубине до 3500 метров. Но и их частное применение тоже не решает логистической проблемы, так как при доставке рабочего агента на забой скважины, находящийся на глубине 3000 метров, температура рабочего агента, в силу неизбежных тепловых транспортных потерь, снижается на 70 - 80°C.
Таким образом, рабочий агент, доставленный на забой скважины, например, на глубину 3000 метров, необходимо донагревать и также компенсировать потери давления рабочего агента на трении. Более того, желательно донагреть рабочий агент до более высокой температуры (480°C), по сравнению с той температурой, которую он имел на наземной части скважины (450°C) до начала процесса его транспортировки на забой скважины.

СЛАЙД № 3. Решение проблемы.
В Технологии № 5 КВКР эта основополагающая проблема современных тепловых МУН решена за счет организации на забое скважины, в её подпакерном объеме, экзотермической реакции окисления (ЭРО) органических соединений в СК-воде в присутствии окислителя. Конкретно, в качестве органического соединения используется метанол, а в качестве окислителя - пероксид водорода или воздух. В результате осуществления экзотермической реакции окисления метанола в СК-воде в присутствии, например, перекиси водорода образуются СО 2 , которым дополнительно обогащается рабочий агент, и Н 2 О, а также выделяется тепло, которое расходуется (а) на донагрев рабочего агента и, соответственно, (б) на повышение его давления до заданных технологией термобарических величин.

СЛАЙД № 4. Традиционные тепловые МУН и Внутрипластовый ретортинг. Технология № 5 КВКР – технология Концепции внутрипластового ретортинга.
Существующие тепловые МУН можно разделить на две группы: а) традиционные ТМУН и б) тепловые методы Концепции внутрипластового ретортинга, включая термохимические методы.
Традиционные тепловые МУН используют в качестве рабочего агента, преимущественно, влажный пар, применение которого способно лишь временно изменить вязкость и плотность тяжелых углеводородов.
Отличие тепловых методов Концепции внутрипластового ретортинга от традиционного подхода заключается в том, что в результате использования высокотемпературного рабочего агента в форме сверхкритической воды или перегретого пара с высокой степенью перегрева происходит необратимое снижение вязкости и плотности тяжелых углеводородов. Они молекулярно модифицируются в продуктивном пласте и на поверхность извлекаются уже облагороженные, более легкие углеводороды.
Концепцию внутрипластового ретортинга очень часто называют Концепцией внутрипластового НПЗ, и некоторая предварительная переработка углеводородов в продуктивном пласте становится частью процесса их добычи.
Даунстрим становится частью апстрима.
Если говорить только об углеводородах, то использование такого подхода на Баженовской свите позволит:

Еще более улучшить качество нефти низкопроницаемых пород;

Конвертировать (разжижать и/или молекулярно изменять) битум в более легкие углеводородные фракции;

И ГЛАВНОЕ осуществлять внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из керогена за счет его гидропиролизации.

СЛАЙД № 5. Формула Технологии № 5 КВКР.
Если же говорить, в целом, о потенциале Технологии № 5 КВКР, то она позволяет:
(1) в необходимом объеме
(2) формировать и доставлять в продуктивный пласт рабочий агент, имеющий (а) наиболее эффективный композиционный состав и (б) требуемые термобарические характеристики; при этом, одновременно,
(3) увеличивать проницаемость продуктивного пласта и реэнергезировать его,
(4) генерировать синтетические углеводороды (СУВ) из керогена и
(5) улучшать качество нефти низкопроницаемых пород и молекулярно модифицировать битум, и таким способом
(6) интенсифицировать добычу (а) нефти низкопроницаемых пород улучшенного качества и (б) сгенерированных внутри продуктивного пласта синтетических углеводородов за счет их отбора через зону с увеличенной проницаемостью.
В самом общем виде при внесении в продуктивный пласт рабочего агента в форме сверхкритической воды (Т = 480°C и Р до 45 МПа) в продуктивном пласте осуществляются три взаимосвязанных и условно разделенных процесса:
- реэнергизация продуктивного пласта;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта;
- процесс, направленный на уменьшение величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов крупными молекулами углеводородов за счет из дробления на более мелкие молекулы.
Так, например, крупные молекулы асфальтенов, достигающие в диаметре 30 нанометров, способны блокировать макрофлюидопроводящие каналы (толщина более 50 нанометров), не говоря уже о флюидопроводящих каналах на микро (до 5 нанометров) и мезоуровне (от 5 до 50 нанометров).

СЛАЙД № 6. Механизм увеличения КИН Технологии № 5 КВКР.
Прогнозируемый КИН Технологии № 5 КВКР составляет от 40 до 50%.
Прогнозированное достижение такого высокого КИН было бы невозможно без обеспечения а) реэнергизации продуктивного пласта - повышения внутрипластового давления до максимально возможного: 45 МПа, б) увеличения его проницаемости, в) снижения величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов и, наконец, г) отбора углеводородов в скважину через области продуктивного пласта с измененной увеличенной проницаемостью.
Названные выше процессы являются одновременно и безусловными факторами успеха экономически эффективного освоения Баженовской свиты с использованием циклического термохимического воздействия.

СЛАЙД № 7. Структура Технологии № 5 КВКР.
На данной диаграмме представлена структура Технологии № 5 КВКР.

СЛАД № 8. Комментарий к структурным блокам.
Блок «Внутрипластовый ретортинг»:
40 лет работы ведущих мировых R&D структур. Сотни исследований. Десятки сотен лабораторных исследований. Успешные пилотные проекты SHELL и EXXON MOBIL. Фундаментальные исследования, в целом, завершены. Доминируют прикладные исследования.
Блок «Химические реакции»:
Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя - доказанная и хорошо изученная химическая реакция.
Блок «Технологический комплекс»:
Технико-технологических препятствий реализации Проекта «Технология № 5 КВКР» не существует.
Блок «Математическое моделирование»:
Нами начато создание модели пласта и внутрипластовых комплексных процессов - «виртуальный керн/пласт», FIB-SEM, решеточный метод Больцмана (LBM) и т.д.

СЛАЙД № 9. I. Внутрипластовый ретортинг - значимые базовые прикладные положения.
Наиболее значимые базовыми положениями Концепции внутрипластового ретортинга представлены в Таблице на Слайде № 9.

СЛАЙД № 10. II. Химические реакции.
На Слайде 10 представлены результаты трех исследований по определению величины тепловыделения (кДж/моль) при осуществлении экзотермической реакции окисления метанола в сверхкритической воде. Исследования выполнены специалистами из Массачусетского технологического института (США), Университета г. Хиросима (Япония) и Национальной лаборатории «Сэндиа» (США).
Также на слайде размещены фотографии взрывного и продолжительного окисления пропанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя с образованием пламени при концентрации топлива более 16%.
В Технологии № 5 КВКР используется процесс безопасного беспламенного продолжительного окисления метанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя при концентрации метанола не более 5-ти %. Продолжительность процесса окисления – 5-6 секунд.

Слайд № 11. III. Технологический комплекс Технологии № 5 КВКР.
Технологический комплекс № 5 КВКР состоит из:
Наземного генератора сверхкритической воды (Т=450°C и Р 45 МПа);
Установки подготовки ПНГ;
НКТ с теплоизоляционным покрытием (до 3500 метров);
Термостойкого скважинного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении70 МПа; и
Термостойкого затрубного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении до 100 МПа.

СЛАЙД № 12. Эксклюзивность Технологии № 5 КВКР.
Эксклюзивность потенциала Технологии № 5 КВКР заключается в ее способности:

1. Генерировать рабочий агент, который имеет наиболее эффективный состав, для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из керогена.

2. Экономически эффективно доставлять в продуктивный пласт, находящийся на глубине от 2500 до 3500 метров, рабочий агент с указанным выше композиционным составом и требуемыми термобарическими характеристиками.

3. Увеличивать до 5-ти раз проницаемость продуктивного пласта и создавать объемную и объединенную внутрипластовую флюидопроводящую систему.

4. Реэнергизировать продуктивный пласт - создавать мощный напорный режим отбора углеводородов.

5. Рационально извлекать углеводородные ресурсы. Так, например, прогнозируемая накопленная добыча нефти из одной скважины с дренируемым объемом горной породы равным 4 млн. м 3 (Бажен) равна или больше прогнозируемой накопленной добычи нефти из одной скважины с дренируемым объемом равным 40 млн. м 3 (Баккен/Три Форкс).

6. Обеспечивать высокоэффективную добычу нефти из Бажена без предварительно проведенного многостадийного ГРП (МГРП).

7. Технология № 5 КВКР, несмотря на ее молодость, характеризуется высокой степенью технико-технологической зрелости, так как комбинаторно сформирована из нескольких зрелых технологий, давно и хорошо освоенных российской промышленностью.

8. За счет интенсивного способа извлечения нефти срок выработки месторождения до практически полного истощения сокращается в разы, соответственно сокращаются затраты на энергетику, расходы на содержание и эксплуатацию месторождения.

Нет необходимости дополнительно обосновывать актуальность «сланцевой» тематики. Отметим лишь, что, обсуждая американскую «сланцевую революцию» и развитие добычи сложных запасов в России, автор не ограничивается сланцевой нефтью (которая на самом деле оказывается не совсем сланцевой), а рассматривает и классифицирует различные нетрадиционные запасы. Приведя краткое описание основных американских формаций, автор переходит к российским запасам, где присутствуют несколько типов нефти, « тяжёлых» в добыче. Объёмы российской нетрадиционной нефти внушительны, но пока рано говорить о качестве этих запасов. Тут ещё полной определённости нет. Впрочем, не всё очевидно и с американским «сланцевым чудом», хотя сейчас там абсолютные объёмы добываемой нетрадиционной нефти несравнимо больше, чем в России. Отчасти это связано с тем, что у России нет необходимости срочно добывать «тяжёлую» нефть. Но подготовка к разработке таких запасов уже началась.

«Сланцевая революция» — это относительно целостный феномен, который проявляется в геологической, научной, технологической, экономической, геополитической, экологической и информационной сферах. В геополитической и информационной сферах он имеет яркую антироссийскую направленность. Последнее и обусловило огромный интерес к феномену в русскоязычных СМИ. Отдельные его аспекты рассмотрены и в статьях, опубликованных и на сайте информационно-аналитического проекта «Однако», например, . Вместе с тем один вопрос остаётся недостаточно освещённым в научно-популярной форме: влияние «сланцевой революции» на процессы, протекающие в России в сфере добычи нефти и газа. В этой статье он рассмотрен только для «сланцевой нефтяной революции». В следующей статье этот вопрос будет рассмотрен для «сланцевой газовой революции».

Трудноизвлекаемые запасы: вязкая нефть, плохой коллектор или всё сразу

В разработке месторождений нефти выделяют три этапа. На первом этапе используется энергия гидродинамической системы флюидов, находящихся в поровом пространстве продуктивных пластов (нефть, газ газовой шапки, газ, растворённый в нефти, законтурная вода). На втором этапе разработка осуществляется за счёт поддержания пластового давления в продуктивных пластах закачкой в них воды или (и) газа. На третьем этапе применяются методы увеличения нефтеотдачи: физико-химические (вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров и композиций химических реагентов), тепловые (искусственное увеличение температуры в продуктивных пластах), микробиологические (продуктивные пласты «заселяют» микроорганизмами, продукты жизнедеятельности которых способствуют вытеснению нефти), газовые (нагнетание в продуктивные пласты газов — диоксид углерода или углеводородные газы), вибрационные (воздействие на продуктивный пласт акустическими волнами). Методы второго и третьего этапов называются вторичными и третичными. На первом и втором этапах разработки месторождений удаётся извлечь из продуктивных пластов от 25 до 40% содержащейся в них нефти. Это так называемый «коэффициент извлечения нефти» (КИН). Гидроразрыв пласта может применяться на любом этапе разработки месторождений.

Выше мы описали этапы разработки традиционных месторождений нефти — это лёгкая невязкая нефть в пластах-коллекторах с хорошей проницаемостью. Но в таких же пластах может находиться и тяжёлая вязкая нефть. Лёгкая нефть может находиться в пластах-коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью. И совсем плохой расклад — тяжёлая вязкая нефть в неоднородных пластах-коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью. Это три основных типа нетрадиционных месторождений нефти. Для них необходимо подбирать «индивидуальные» технологии разработки. В последнее время в России нефть нетрадиционных месторождений обозначается терминами «трудноизвлекаемая нефть» и «трудноизвлекаемые запасы».

Американская добыча — это tight oil: к терминологической путанице

В США сложилась система классификации нетрадиционной нефти:

— тяжёлая нефть и битумы (плотность выше 0,934 г/см 3 , добываются из песков канадской провинции Альберта и других регионов мира);

— сверхтяжёлая нефть (плотность выше 1 г/см 3 , добывается преимущественно в Венесуэле в поясе р. Ориноко);

— керогеновая нефть или сланцевое масло (добывается из горючих сланцев посредством специфических технологий: сланцы добываются механическим способом, размельчаются, и из полученной субстанции перегонкой извлекаются органические вещества);

— лёгкая нефть плотных пород (нефть в слабопроницаемых коллекторах; по своим характеристикам она близка к традиционной нефти).

Если лёгкая нефть находится в сланцах, то её называют сланцевой нефтью. Однако каким-то образом произошла подмена терминов, ясных и понятных для нефтяников. Журналисты, обозреватели и часть экспертов, а также Агентство энергетической информации США (EIA) нефть в слабопроницаемых коллекторах (tight oil) месторождений Bakken Shale и Eagle Ford назвали «shale oil». Так появился мем «сланцевая нефтяная революция» в США. Вообще, вопрос — что такое «shale oil/gas» США, является достаточно запутанным по причине широкого толкования американскими геологами термина «shale». Мы не будем вносить в него свою лепту теоретических рассуждений. Просто дадим выверенные справки по самым «ярким» Shale Oil/Gas Play. Заодно приведём данные по состоянию добычи на них нефти и газа на начало 2014 г.

Собственно Bakken — это название пачки пород, сложенной тремя относительно однородными пластами. Нижний (мощность до 15 м) и верхний (мощность до 26 м) пласты — собственно сланцы (твёрдые кремнистые слоистые тёмные, часто бескарбонатные), нефтематеринская порода, обогащённая органическим веществом (среднее содержание — 11%). Пористость — 3,6%, проницаемость до 0,001 мД. Средний пласт — Middle Bakken, сложен переслаивающимися песчаниками, доломитизированными песчаниками, доломитами, алевролитами и сланцами. Его мощность достигает 40 м, пористость — до 5%, проницаемость — 0,04-1 мД , содержание органических веществ — до 7%. Под нижним пластом сланцев залегает ещё один продуктивный пласт Three Forks. Он является аналогом Middle Bakken, но его коллекторские свойства несколько хуже. Глубины залегания Bakken Shale и Three Forks (Северная Дакота, Монтана — США, Саскачеван — Канада) — 2400-3400 м. Возраст — верхний девон. Доказанные запасы нефти (proved reserves) — 263 млн т (здесь и далее 7,6 барр. = 1 тонна). Технически извлекаемые ресурсы — 1934 млн т (EIA , включая Three Forks; здесь и далее с учётом уже добытой нефти). В период 2008-2012 гг. добыча нефти на Bakken Shale выросла в 11 раз (2008 г. — 2 млн т, 2012 г. — 22 млн т) и достигла в феврале этого года 940 тыс. барр. в сутки .

Нефтегазоконденсатная залежь Eagle Ford (Техас) приурочена к трещиноватому пласту, сложенному известняками (50-70%) и глинистыми силикатами с высоким содержанием органических веществ. Мощность пласта 30-85 м, глубины залегания — 1200-4200 м. Возраст — верхний мел. Он залегает на известняках, перекрывается мелом и мергелем. В районах, где продуктивный пласт залегает относительно глубоко, в нём аккумулирован сухой газ. При неглубоком его залегании — газ с конденсатом и нефть. Доказанные запасы нефти — 165 млн т , технически извлекаемые ресурсы — 1789 млн т (EIA). В период 2010-2013 гг. добыча нефти на Eagle Ford возросла в 80 раз (2010 г. — 15,1, в феврале этого года — 1210 тыс. барр . в сутки).

В Monterey Shale (Калифорния) нефть находится в метаморфизованных горных породах — сланцах (с прослоями доломитов и песчаников). Мощность пласта сланцев — от 100 до 600 м. Глубина залегания кровли — 1800-4500 м. Возраст — миоцен. Сланцы развиты в прибрежной зоне Тихого океана. По данным IHS Cambridge Energy Research Associates месторождение Monterey Shale может содержать около 52,6 млрд т нефти. Технически извлекаемые ресурсы — 1870 млн т . Данные по Monterey Shale в сводку EIA не включены. В 2010 г. начато бурение эксплуатационных скважин. Но пока добыча нефти составляет небольшую величину — первые сотни тонн в сутки. Нефтяники только «примеряются» к этому месторождению, по своим геолого-промысловым характеристикам кардинально отличающемуся от Bakken Shale и Eagle Ford.

Многие российские фирмы имеют вполне определённые планы добычи нефти из баженовской свиты. Успех может быть обеспечен за счёт разработки технологий прогноза и картирования зон развития в ней песчано-алевролитовых слоёв по данным сейсморазведки. Отдельные примеры решения этой задачи имеются.

На сегодня «Газпром нефть» развивает четыре проекта добычи трудноизвлекаемой нефти, главным образом, из отложений баженовской свиты. На Пальяновской площади Красноленинского месторождения весной 2013 г. из отложений бажено-абалакского горизонта получен фонтанирующий приток нефти дебитом 80 куб. м в сутки. В этом году здесь будет пробурено четыре наклонно-направленных скважины. В январе этого года компания SPD (СП «Газпром нефть» и Shell) начала бурение первой горизонтальной оценочной скважины для изучения баженовской свиты на Верхне-Салымском месторождении. Всего в 2014-2015 гг. планируется пробурить 5 таких скважин с применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта. Другое СП «Газпром нефть» и Shell займётся новыми проектами по разведке и разработке запасов сланцевой нефти на территории ХМАО (в 2014 г. получены лицензии на геологическое изучение трёх участков). В марте этого года «Газпром нефть» получила лицензию на геологическое изучение ачимовской и баженовской свит в южной части Приобского месторождения.

Куонамская свита. Куонамская свита (Восточная Сибирь) сложена переслаиванием мергелей и аргиллитов с высоким содержанием органического вещества (от 0,1-19,5%, при средних значениях 4,4%). Возраст — ранний кембрий. Мощность отложений от 30 до 70 м. Ресурсы нефти свиты составляют от 700 млн т (ВНИГНИ, 2011 г.) до 3000 млн т (СНИИГГиМС, 2013 г.). Однако тяжёлые орографические и климатические условия региона не позволяют рассчитывать на начало добычи нефти и газа из куонамской свиты в обозримом будущем.

Сверхвязкая нефть Волго-Уральского региона. В Татарстане принята комплексная программа по разработке технологий добычи трудноизвлекаемой нефти. Одна из её составляющих — опытные работы по добыче тяжёлой сверхвязкой нефти на Ашальчинском месторождении («Татнефть»). Нефть добывается из терригенных отложений верхней перми. Пористость пластов-коллекторов достигает 17% при высокой проницаемости. Продуктивные отложения на Ашальчинском месторождении залегают от глубины 100 м и ниже. Нефть добывается методом парогравитационного дренирования. Для этого бурятся две скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно в вертикальной плоскости. В верхний ствол нагнетают перегретый пар. Разогретая нефть стекает в ствол нижней скважины. Из него её и откачивают. В 2013 г. при эксплуатации 19 пар скважин добыто 145 тыс. т нефти , что в два раза выше, чем в 2012 г. С начала разработки месторождения (с 2006 г.) добыто 326 тыс. т. Суммарный дебит всех скважин на начало 2014 г. составил 530 т в сутки. Один из показателей эффективности этого метода добычи сверхвязкой нефти — паронефтяное соотношение. С начала разработки месторождения его удалось снизить в разы и довести до уровня, достигнутого в мире при разработке месторождений-аналогов. В 2014 г. на Ашальчинском месторождении запланировано добыть 195 тыс. т нефти. Для этого необходимо бурение 13 горизонтальных скважин. Будет пробурено 137 оценочных скважин для уточнения геологического строения месторождения.

В последние годы «Татнефть» выполнила работы по уточнению зон концентрации сверхвязкой нефти в пермских отложениях Татарстана. Её геологические ресурсы по различным оценкам составляют от 1,4 до 7,5 млрд т. Глубины залегания залежей — от 50 до 400 м. При этом значительная часть территории Татарстана на этот вид углеводородного сырья не разведана. Всего ресурсы битумной нефти России составляют 50 млрд т .

Зона развития залежей сверхвязкой нефти включает и сопредельные с Татарстаном части Оренбургской и Самарской областей, а также Башкортостана. Нефть тяжелая (плотность 962,6-1081 кг/м 3), высоковязкая, высокосмолистая и сернистая (содержание серы 1,7-8,0%). В планы «Татнефти» входит доведение объёма её добычи до 0,8-2,0 млн т в год . Это реально в условиях соответствующих налоговых льгот (действуют с 2007 г.).

Высокомолекулярное углеводородное сырьё газоконденсатных месторождений. Один из типов нетрадиционной нефти (битума) в ООО «Газпром» получил название «высокомолекулярное углеводородное сырьё» (ВМС). Газоносные пласты многих месторождений в геологическом прошлом были нефтеносными. Позднее в них началось накопление газа, который вытеснил нефть. Но некоторое количество нефти осталось в поровом пространстве пластов. Из неё улетучились лёгкие фракции, и она превратилась в битум. В процессе добычи газа часть содержащегося в нём конденсата выпадает в продуктивном пласте. После добычи из пласта всего газа он обводняется. И в этом уже водоносном пласте содержится битум и конденсат. Все углеводороды, оставшиеся в обводнённом пласте (пребывающие не в газообразном состоянии), называли ВМС. Разработка технологий добычи ВМС — чисто российский проект, осуществляемый ОАО «Газпром» на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Научное и проектное обеспечение работ ведут «Институт проблем нефти и газа» РАН и ООО «ВолгоУралНИПИгаз».

Выполнено следующее:

1. Подсчитаны геологические запасы ВМС Оренбургского месторождения. Они составили 2680 млн т. По компонентному составу в поровых коллекторах аккумулировано 578 млн т масел.

2. Пробурена скважина 2 ВМС с высоким выносом керна, который исследован по обширной комплексной программе.

3. Проведены промысловые испытания по отработке технологии извлечения ВМС на основе закачки в пласты растворителей. Обоснованы и приняты планы продолжения работ.

Россия и США: количества — близкие, качество — пока неясно

При оценке технически извлекаемых ресурсов трудноизвлекаемой нефти (tight oil и shale oil) в России EIA приняла во внимание только баженовскую свиту. Согласимся с российскими экспертами в том, что её извлекаемые ресурсы завышены в два раза. С учётом этого они составляют 4,6 млрд т. Доманиковая и куонамская свиты дают ещё 1,6 млрд т (в отчёте EIA эти объекты добычи трудноизвлекаемой нефти приведены, но не оценены). Всего ресурсы трёх свит — 6,2 млрд т. Ресурсы shale oil в США составляют 6,3-7,6 млрд т (ARI/EIA). То есть технически извлекаемые ресурсы трудноизвлекаемой нефти в России и США примерно равны. По ним две страны лидируют. На третьем месте находится Китай — 4,2 млрд т. Но не менее важно и качество. И тут вопросов остаётся много — как по российским, так и по американским запасам.

Другое дело, что в отличие от США, структура ресурсов и запасов нефти в России такова, что вовлечение в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми углеводородами пока не критично. Тем не менее, государство и нефтегазовые компании ведут целенаправленную подготовку их промышленной добычи. Начаты практические работы по опытно-промышленной добыче нефть из баженовской и доманиковой свит. Проект добычи сверхвязкой нефти в Татарстане развивается успешно. Россия лидирует в развитии инновационного проекта по добыче ВМС на газоконденсатных месторождениях. «Сланцевая нефтяная революция» в США не отразилась на этих процессах.

1

Развитие мировой энергетики в последнее десятилетие отражает активизацию бизнеса в разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности, нефти. Существующее разнообразие подходов к понятию и классификации трудноизвлекаемых запасов нефти обусловило потребность в применении различных финансово-налоговых и организационно-экономических инструментов стимулирования их разработки. Наиболее действенными в современных условиях являются налоговые преференции. Целью настоящего исследования является анализ классификационных подходов к понятию трудноизвлекаемых запасов нефти и действующих налоговых льгот в зависимости от качества углеводородного сырья, свойств коллекторов, территориального расположения месторождений. Обозначенные положительные и негативные моменты позволили авторам предложить использование налога на добавленный доход для малых нефтедобывающих предприятий, которые ведут свою деятельность в традиционных регионах нефтедобычи.

трудноизвлекаемые запасы

налог на добычу полезных ископаемых

налоговая льгота

классификация

1. Азанова Е. Проблемный запас прочности // Деловая Россия: промышленность, транспорт, социальная жизнь. 2012. – № 8. – С. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Инструкция по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов //Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых [сайт]. URL: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=189:2014-04-30-12-17-36&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (дата обращения 20.03.2015).

3. Налоговый кодекс [Электронный ресурс]. // Информ. справ. система «КонсультантПлюс».

4. Распоряжение МПР России от 5 апреля 2007 г. № 23-р «Об утверждении методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. № 298» // Министерство природных ресурсов и экологии российской федерации [сайт]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (дата обращения 20.03.2015).

5. Техническая библиотека // neftegaz.ru [сайт]. URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4601 (дата обращения 20.03.2015).

6. Шпуров И. Новая классификация запасов углеводородов – средство регулирования инновационного процесса в ТЭК // Нефтегазовая Вертикаль. – 2014. – № 16. – С. 54, 46–56.

7. Ященко И.Г. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и экологические последствия их добычи // Экспозиция Нефть Газ. – 2014. – № 1. – С. 30–35.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. [Электронный ресурс]. // Министерство энергетики Российской федерации [сайт]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (дата обращения 20.03.2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Features of the marketing strategy of oil and gas companies in exploration drilling http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (дата обращения 20.03.2015).

Реализация поставленной в ЭС-2030 задачи «максимально эффективного использования природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны» , а также для сохранения природно-ресурсного потенциала в интересах будущих поколений невозможна без ресурсно-инновационной деятельности нефтегазовых компаний, связанных с освоением трудноизвлекаемых запасов углеводородов, что особенно актуально в условиях всплеска добычи нефти и газа из сланцевых пород в США.

Большое колличество трудноизвлекаемых запасов (ТРиЗ) в России и их многообразие требуют существенных финансово-инвестиционных ресурсов и внедрения новаций в производственно-технологический процесс, поэтому востребована продуманная финансово-налоговая государственная политика. Целью нашего исследования является анализ существующих налоговых инструментов стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов.

Отметим, что в настоящее время в научной литературе и нормативно-правовых актах различной юридической силы нет единого определения и однозначной терминологии трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Впервые термин трудноизвлекаемых запасов появился в 70-х гг. прошлого столетия. Под ними подразумевали запасы, «разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях - также с позиций стоимости добычи нефти» . В настоящее время общепринято, что к трудноизвлекаемым запасам относят те запасы, в отношении которых «существующие технологии не отвечают геологическим особенностям пласта» , качеству находящегося в нем углеводородного сырья, и, как следствие, их разработка нерентабельна.

Кроме того, существует отождествление трудноизвлекаемых запасов с нетрадиционными видами нефти и газа. Так, в США к нетрадиционной нефти относят:

Тяжелую нефть и битумы, которые добываются из битуминозных песков Канадской проивнции Альберта и других регионов мира;

Сверхтяжелую нефть, которая добывается в Венесуэле в бассейне р. Ориноко;

Керогеновую нефть, или сланцевое масло, которое добывается из горючих сланцев;

Легкую нефть плотных пород, которая располагается в слабопроницаемых коллекторах.

Структура традиционных месторождений предполагает наличие коллекторов с хорошей проницаемостью (более 0,01 мкм 2) и непроницаемых пород (покрышек), которые удерживают скопления углеводородов. Отсутствие данной комбинации позволяет говорить о нетрадиционных запасах, разработка которых требует отличных технологий. Таким образом, к нетрадиционным источникам газа относятся газогидраты, газ плотных низкопроницаемых пород (проницаемость коллектора ≈ 1 мД), метан угольных пластов (проницаемость коллектора ≈ 0,1 мД), сланцевый газ (проницаемость коллектора 0,001 мД), водорастворенный газ, газ глубоких горизонтов.

В существующем российском нормативно-правовом поле можно выделить несколько подходов к определению трудноизвлекаемых запасов.

1. С позиции классификации запасов ресурсов нефти и горючих газов, которая утверждена приказом МПР № 477 от 1 ноября 2013 г. Согласно данному документу к извлекаемым запасам относят ту «часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды». Исходя из данного определения, к извлекаемым можно отнести запасы разрабатываемых месторождений, а к трудноизвлекаемым - запасы разведываемых месторождений (градация запасов по степени промышленного освоения ).

2. С точки зрения качества углеводородного сырья выделяются нефти со аномальными физико-химическими свойствами: тяжелые; вязкие; сернистые; парафинистые; смолистые; с высокой (более 500 м 3 /т) или низкой (менее 200 м 3 /т) газонасыщенностью; с наличием более чем 5 % в свободном и (или) растворенном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) . По данным Института химии нефти СО РАН, данные виды нефти являются распространенными на многих месторождениях мира.

В инструкции по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов нефть по составу и физическим свойствам подразделяется в зависимости от свойств, группового углеводородного состава, фракционного состава, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол .

3. С точки зрения коллекторских свойств вмещающего пласта, которые влияют на физико-химические характеристики углеводородного сырья. Одной из основных характеристик коллекторов является проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления .

По величине проницаемости продуктивные пласты делятся на низкопроницаемые (от 0 до 100 мД); среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД); высокопроницаемые (более 500 мД). Существует деление на 5 классов коллекторов (мкм2): очень хорошо проницаемые (> 1); хорошо проницаемые (0,1-1); средне проницаемые (0,01-0,1); слабопроницаемые (0,001-0,01); плохопроницаемые (< 0,001).

Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1-4 классы коллекторов. Согласно классификации А.А. Ханина к непромышленным относятся запасы с проницаемостью коллекторов менее 0,001 мкм 2 .

Отметим, что согласно распоряжению Правительства РФ № 700-р от 3 мая 2012 г. выделяются четыре категории проектов по добыче трудноизвлекаемой нефти, определенных на основе показателей проницаемости коллекторов и вязкости нефти:

1) проекты по добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью в интервале от 1,5 до 2 милидарси включительно (от 1,5×мкм 2 до 2× мкм 2 включительно);

2) проекты по добыче нефти из коллекторов с крайне низкой проницаемостью в интервале от 1 до 1,5 милидарси включительно (от 1×10 -3 мкм 2 до 1,5×10 -3 мкм 2 включительно);

3) проекты по добыче нефти из коллекторов с предельно низкой проницаемостью до 1 милидарси включительно (до 1×10 -3 мкм 2 включительно);

4) проекты по добыче сверх вязкой нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 10 000 мПа×с.

Другими характеристиками вмещающих пород являются низкая пористость коллекторов, залегание коллекторов на низких глубинах и (или) в зоне вечной мерзлоты, внутрипластовые температуры (100 °C > t < 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. С позиции территориального месторасположения участка недр. Так, в налоговом законодательстве предусмотрены льготы при добыче нефти :

a) в следующих регионах России:

Республики Башкортостан и Татарстан (ст. 343.2);

Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край (пп. 2 п. 4 ст. 342.5);

Ненецкий автономный округ, полуостров Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе (пп. 5 п. 4 ст. 342.5);

б) из новых морских месторождений, расположенных частично или полностью в морях: Азовском, Балтийском, Печорском, Белом, Японском, Охотском, Каспийском, Черном, Баренцевом, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском, Беринговом (п. 5 ст. 338);

в) из участков недр, расположенных севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе РФ.

2. С точки зрения экономической эффективности разработки запасов. Согласно классификации Международного общества инженеров-нефтяников (Petroleum Resources Management System, PRMS) выделяются доказанные, вероятные и возможные запасы. Данная классификация направлена на обеспечение защиты вложений инвесторов, поэтому основным критерием является экономическая эффективность разработки в существующих макроэкономических условиях с учетом цен на углеводородное сырье на мировом рынке, действующего налогообложения в недропользовании, затрат на разведку, бурение, транспортировку и других факторов. Поэтому к трудноизвлекаемым относят запасы, разработка которых экономически нерентабельна. Еще более строгий подход к классификации Комиссии по ценным бумагам (Securities and Exchange Commission, SEC), которая работает только с доказанными запасами. Данная классификация разделяет доказанные запасы на разрабатываемые, которые могут быть извлечены из существующих скважин при помощи существующего оборудования и технологий, и неразрабатываемые, для извлечения которых необходимы дополнительные капиталовложения.

Главным критерием российской классификации 1983 г. являлась геологическая изученность участка недр. В разработанной классификации 2005 г., но не вступившей в действие по причине финансово-экономического кризиса 2009-2010 гг., предполагалось выделение промышленно значимых запасов, которые делились на условно-рентабельные и нормально-рентабельные. Нормально-рентабельные - это «извлекаемые запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе при использовании техники и технологии добычи сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды» . В классификации 2013 г. данное деление не наблюдается. Основной задачей принятой классификации является регулирование отношений между государством - собственником недр и недропользователем - арендатором с целью максимально эффективного использования недр во взаимовыгодных интересах обеих сторон. Как следствие, экономическая составляющая в новой классификации заключается в том, что недропользователь обосновывает оптимальный вариант разработки месторождения, а государство определяет качество проведенных расчетов, реализуя, таким образом, регулирующую и контрольную функции.

3. С точки зрения вида геологического образования. В налоговом законодательстве (пп. 21 п. 1 ст. 342) выделяются конкретные залежи углеводородного сырья, отнесенные к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, в отношении разработки которых предусмотрены льготы .

Добыча нефти из залежей баженовской свиты является одним из приоритетных направлений деятельности нефтегазовых компаний. Интересен факт, что долгое время баженовская свита, имеющая распространение в Западной Сибири в 1 млн км2 и толщина которой варьируется в диапазоне 5-40 м, считалась региональным экраном для ловушек нефти и газа. Однако современные научные исследования показали наличие в этих породах огромного количества промышленных запасов легкой высококачественной нефти. Отличными в баженовской свите от свойств традиционных коллекторов являются микропустотность, плитчатость, слойчатость и листоватость, что и определяет востребованность в особых технологиях, а следовательно качественных подходах к выбору нефтесервисной компании .

4. С точки зрения технологической ретроспективы. Научно-технический прогресс заставляет трансформировать трудноизвлекаемые запасы. Так, в 80-90 гг. прошлого столетия в Западной Сибири не вовлечены были в разработку ачимовская и баженовская свиты, среднеюрские, нижнеюрские и палеозойские отложения. Верхнеюрские разрабатывались частично. В настоящее время верхнеюрские и нижнеюрские уже полностью разрабатываются. Активизировалась разработка среднеюрских, палеозойских отложений и ачимовской свиты, а также сеноманских отложений. Последние в 90-е годы не рассматривались в краткосрочной перспективе как источник углеводородного сырья.

Таким образом, многообразие подходов к пониманию трудноизвлекаемых запасов нефти обусловливает необходимость в применении качественно различных стимулирующих инструментов разработки.

Наиболее действенным является налоговое регулирование извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в виде налоговых преференций, разнообразие которых обусловлено вышеобозначенными классификационными подходами.

С целью полной характеристики налогового регулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо напомнить алгоритм расчета суммы НДПИ, исчисляемой как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы.

Налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Налоговая ставка определяется как произведение специфической ставки за тонну обессоленной, обезвоженной и стабилизированной нефти, умноженной на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц) и уменьшенную величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Специфическая ставка составляет 766 рублей в 2015 г., 857 рублей в 2016 г., 919 рублей в 2017 г. Формула расчета Дм представлена ниже.

Д м = К ндпи ×К ц ×(1 - К в ×К з ×К д ×К дв ×К кан)

К в - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр;

К з - коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр;

К д - коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти;

К дв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья;

К кан - коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти.

Обложение налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по нулевой процентной ставке распространяется на добычу сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10000 мПа×с и более (в пластовых условиях). Отметим, что ранее вязкость нулевой ставки распространялась на участки недр, содержащие нефть вязкостью более 200 мПа×с (в пластовых условиях). Таким образом, повышение минимального порогового значения говорит о действенности налоговой льготы, впервые вступившей в силу в 2006 г., которая стимулировала бизнес к применению новых технологий в результате снижения налогового бремени. В случае, если вязкость нефти варьируется в диапазоне более 200 мПа×с и менее 10000 мПа×с (в пластовых условиях), то Ккан (коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти) равен 0.

Нулевая ставка НДПИ применяется при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых. Также налоговые каникулы предусматриваются при добыче углеводородного сырья в случае расположения участка недр полностью в границах внутренних морских вод, территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации или в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря.

Пониженное значение в расчете величины НДПИ коэффициента Кд, характеризующего степень сложности добычи нефти, применяется в отношении нефти, добываемой из конкретной залежи углеводородного сырья в зависимости от проницаемости и толщины пласта (Пп. 2,3 П. 1 Ст. 342.2 НК РФ):

0,2 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта не более 10 метров;

0,4 - при проницаемости не более 2×10 -3 мкм и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта более 10 метров.

Значение Кд, равное 0,8, применяется при добыче нефти из конкретной залежи тюменской свиты.

Для Республик Башкортостан и Татарстан предусмотрены налоговые вычеты, применяемые к рассчитанной сумме НДПИ, касающиеся нефти, добытой из месторождений с начальными запасами по состоянию на 1.01.2011 г. 2500 млн т и 200 млн т или более. Расчет налоговых вычетов зависит от величины экспортной пошлины.

Коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти (Ккан), равный 0, применяется в отношении нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в ряде субъектов РФ (Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Красноярский край).

При разработке новых морских месторождений углеводородного сырья (УС) используется специальный порядок расчета налоговой базы и ставки НДПИ в 15 %, прикладываемой к налоговой базе. Налоговая база определяется как стоимость углеводородного сырья. Последняя является произведением количества добытого полезного ископаемого и минимальной предельной стоимости единицы добытого полезного ископаемого. Минимальная предельная стоимость углеводородного сырья в части нефти определяется как произведение средней за истекший налоговый период цены нефти в долларах США за баррель на мировых рынках и среднего за этот налоговый период значения курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого ЦБР.

Резюмируя вышеизложенное, можно отметить:

1. Разнообразие видов налоговых преференций для разных видов трудноизвлекаемой нефти: нулевая ставка НДПИ, пониженные коэффициенты в формуле расчета НДПИ, специальный порядок расчета налоговой базы для ряда месторождений, что значительно усложняет расчет НДПИ, а также негативно сказывается на администрировании налоговой системы.

2. Льготы наиболее ощутимы для крупного бизнеса, разрабатывающего крупные месторождения, что позволяет увеличить имеющиеся финансово-инвестиционные ресурсы для разработки и внедрения новых технологий. Малые нефтедобывающие предприятия, имеющие в своем активе мелкие месторождения, расположенные в традиционных районах нефтедобычи, значительных финансовых выгод не получают от снижения налоговой нагрузки при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. В связи с высокой стоимостью специальных технологий и оборудования, квалифицированного персонала, требуемого для разработки необходимы значительные инвестиционные ресурсы, приобретение которых на фондовом, кредитном рынке для малого бизнеса является сложной задачей.

3. Действенной мерой с целью поддержки малого бизнеса в нефтегазовом секторе является, по мнению авторов, применение вместо НДПИ налога на добавленный доход в течение 5 лет. Выпадающие налоговые поступления в бюджетную систему будут частично компенсированы поступлениями от налога на прибыль.

Рецензенты:

Боярко Г.Ю., д.э.н., к.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой экономики природных ресурсов Томского политехнического университета, г. Томск;

Язиков Е.Г., д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой геоэкологии и геохимии НИ ТПУ, г. Томск.

Работа поступила в редакцию 15.04.2015.

Библиографическая ссылка

Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ: ПОНЯТИЕ, КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ И СТИМУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-16. – С. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»