test

Девочки зонтики

вторник, 5 марта 2013 г.

роснефть баженовская свита

роснефть баженовская свита

роснефть баженовская свита



<br /> "Роснефть" скупает последнее<br />

"Роснефть" скупает последнее



ТНК-ВР через дочерний "Самотлорнефтегаз" приобрела Лодочное месторождение за 4,66 млрд рублей. Эксперты считают, что приобретение хорошо впишется в пакет активов "Роснефти" в Красноярском крае. Кроме Лодочного, "Роснефть" имеет шанс приобрести еще два последних крупных месторождения России.



Нефтедобывающая компания ТНК-ВР приобрела на аукционе Лодочное месторождение в Красноярском крае. Фактическим приобретателем стала дочерняя структура "Самотлорнефтегаз", которая, согласно информации Роснедр. предложила за месторождение 4,66 млрд рублей – на 1 млрд больше стартовой цены. В аукционе также принимали участие "Сургутнефтегаз ", "Роснефть " и "дочка" "Газпрома " – ООО "Статус".



Лодочное месторождение эксперты называют одним из трех крупнейших нераспределенных месторождений. Его геологические запасы по С1 оцениваются в 31,7 млн тонн нефти, извлекаемых из них – 10,5 млн тонн. Также в месторождении находится 22,4 млрд кубометров газа и почти 3 млн тонн конденсата.



Актив становится тем более привлекательным для ТНК-ВР, что хорошо вписывается в ряд месторождений "Роснефти". Госкомпания еще в ноябре подписала соглашение о покупке ТНК-ВР с текущими владельцами СП – британской BP и российским консорциумом ААР. Рядом с приобретенным Лодочным месторождением располагаются Сузунское и Тагульское месторождения "Роснефти", и ведется разработка Ванкорского проекта.



"Покупка Лодочного месторождения выгодна тем, что ТНК-ВР, фактически уже ставшая частью "Роснефти", получит синергию всех трех разрабатываемых месторождений в этом регионе, а также сможет при его разработке пользоваться инфраструктурой Ванкорского проекта. Цена в принципе удовлетворительна, а актив органично вписывается в портфель "Роснефти", — отмечает Виталий Крюков, аналитик "ИФД Капиталъ".



Продолжает сохраняться интрига по двум другим крупнейшим и все еще нераспределенным месторождениям России: Имилорскому и Северо-Рогожниковскому (имени Шпильмана). 18 декабря стостоится аукцион по второму месторождению, а стартовая цена назначена на уровне 14 млрд рублей, заявки уже подали "Роснефть", "Сургутнефтегаз", "Газпромнефть-Хантос" и "Статус".






Rosneft bazhenov suite Salymskoye Project « Новости Нефть и Газ России

Российские Нефтегазовые Технологии



Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы



Wednesday, May 25th, 2011



В настоящее время баженовская свита рассматривается как один из стратегически важных объектов для восполнения ресурсной базы нефтяной отрасли России. ОАО «НК «Роснефть» ведет промышленную эксплуатацию этих отложений на Салымском месторождении (ООО «РН-Юганскнефтегаз») и планирует ее расширение.



В 2010 г. в компании принята и реализуется Целевая Инновационная Программа (ЦИП) «Разработка технологий освоения карбонатно-глинисто-кремнистых толщ баженовской свиты». В рамках этой программы мы начинаем публикацию цикла статей, посвященных баженовской свите. В первой части цикла основное внимание будет уделено вопросам геологического изучения отложений, во второй – планируется рассмотрение проблем, связанных с технологиями освоения и разработки.



Баженовская свита (БС) является одним из наиболее изучаемых, но при этом наименее предсказуемых объектов нефтегазовой геологии в России. Достаточно сказать, что с начала изучения баженовской свиты прошло уже более 50 лет, более 10 % всех защищенных диссертаций по нефтяной геологии посвящено этим отложениям. Исследования проводятся постоянно, появляются новые публикации, однако это не делает баженовскую свиту более предсказуемой. В настоящее время известно более 70 месторождений с промышленными запасами нефти в БС, однако бурение скважин с целью получения гарантированного притока нефти даже в оконтуренных залежах по-прежнему проводится методом «дикой кошки». Месторождения нефти в БС открываются случайно, унифицированной методики подсчета запасов по пласту Ю0 нет.


Поэтому вполне объяснимо, что и оценки запасов порой различаются более чем на порядок (от 600 млн. до 30 млрд. т). Опыт эксплуатации Салымского месторождения свидетельствует об отсутствии надежных технологий рентабельной разработки БС.



Геология баженовской свиты



Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами [1].



Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северовостоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит.



Породы собственно БС подстилаются прибрежно-морскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре. Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км2.



Возраст битуминозных пород различен. Западнее центрального поля развития отложений БС происходит последовательное омоложение битуминозных пород от титона до готерива. Эта информация дает представления о динамике развития баженовского бассейна, что необходимо учитывать при корреляции разрезов битуминозных пород и фациальных построениях.



БС хорошо прослеживается по латерали и распространена на территории площадью более 1 млн. км2 при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В некоторых случаях, в так называемых «аномальных разрезах» БС, толщина достигает 100 м и более. Глубины залегания отложений возрастают в направлении от южных частей Западно-Сибирской плиты к северным. Минимальные отметки кровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м.



Для битуминозных и обогащенных органическим веществом пород часто используется термин «черные сланцы» (black shales). Применительно к БС устоявшимся термином остается «битуминозный аргиллит». Термин этот изначально использовался для того, чтобы подчеркнуть существенное отличие пород БС от вмещающих [2].



Состав пород БС определяется соотношением биогенной и терригенной составляющих (рис. 1). К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, кероген, который в некоторых случаях может занимать большую часть объема породы, иногда также породообразующее значение приобретает карбонатный материал. Карбонатные породы в составе БС могут быть нескольких типов. К первичным биогенным относятся карбонаты, слагающие остатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теутид, кокколитофорид и пеллетовых образований [3].


Это могут быть органогенные постройки позднеюрского и раннемелового возраста, которые формировались в наиболее мелководных частях существующего в то время морского бассейна. Карбонатные породы могут являться вторичными по отношению к первичным биогенно-кремнистым. Биоморфная структура пород при карбонатизации сохраняется, но кремнистый состав меняется на карбонатный.


Вторичные карбонаты являются продуктами хемогенного замещения.



Обломочный материал представлен в основном глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши: Уральской равнины на западе, Средне-Сибирской равнины на востоке, Казахской возвышенности на юге и Алтае-Саянской возвышенности на юго-западном окончании плиты(рис. 2). Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.



Пирит также является постоянным компонентом пород. При этом установлена пиритизация нескольких стадий. Пирит более ранней генерации присутствует в тонкодисперсной форме и образует прочно связанные с керогеном органоминеральные комплексы.


Пирит более поздней генерации развит неравномерно и образует прослои и линзы толщиной в несколько сантиметров.



В общем случае органическое вещество БС, количество которого в отдельных прослоях достигает 60 % и более по объему, имеет первичную природу и связано с жизнедеятельностью фитопланктона, водорослевых организмов и наземной растительности. При этом преимущественно морское сапропелевое вещество (в первую очередь, бесскелетные организмы – бактериальные и водорослевые) характерно для центральных областей бассейна, тогда как при приближении к окраинным частям в составе органического вещества фиксируется увеличение доли наземной гумусовой органики. Эти выводы подтверждаются как углепетрографическими, так и геохимическими методами. Остатки витринита характерны для окраинных районов распространения отложений БС.


Характерной особенностью является увеличение содержания в породах органического вещества от подошвы свиты к кровле.



Наряду с высокими содержаниями органического вещества в породах установлены повышенные концентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по разрезу коррелирует с распределением органического вещества в породах. Повышенные содержания микроэлементов чаще всего объясняют концентрационной функцией планктонных организмов, заселявших водную толщу [4].


При описании пород БС на многих площадях авторами обнаружены остатки двустворчатых бентосных организмов (рис. 3) .



Считается, что условия осадконакопления в баженовском бассейне характеризовались сероводородным заражением придонных вод. Однако первые находки следов илоедов в высокоуглеродистых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юговостоке плиты в районе Томской области свидетельствуют о том, что «приходится допускать наличие участков со слaбым кислородным насыщением ниже поверхности осадок – вода в глубоководных впадинах на дне баженовского моря» [5]. Находки следов зарывающихся организмов, остатки бентосной фауны, различные геохимические показатели указывают на, по крайне мере, периодическое отсутствие условий сероводородного заражения в придонных слоях баженовского моря.



По мнению авторов, баженовское море было относительно мелководным. Об этом свидетельствуют разности глубин залегания ундоформенной и фондоформенной частей ачимовских клиноциклитов, заполнивших бассейн позднее, которые составляют 200-300 м.



Нефтеносность



История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей БС в центральной части Западной Сибири показывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов.



Прежде всего необходимо отметить следующие особенности.



» Неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом. Причем разница в дебитах может составлять два порядка: от первых тонн в сутки до нескольких сотен.



» Скважины с притоками нефти характеризуются (но не всегда) повышенными температурами и аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое может превышать гидростатическое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, о наличии значимых запасов нефти, приведших к автофлюидоразрыву пласта и повышению давления, во-вторых, о потенциально больших коэффициентах извлечения нефти (КИН) на упругом режиме разработки.



» Существенное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП).



» Достаточно резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. При этом притоки из основного продуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баженовско-абалакского комплекса на Салымском месторождении могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут.



Согласно анализу данных гидродинамических исследований скважин на Салымском месторождении, проведенных С.Г. Вольпиным и Л.В. Закриничным (ОАО «ВНИИнефть»), БС следует рассматривать как толщу, состоящую из интервалов коллекторов, отдающих нефть из пласта в скважину, и матрицы, отдающей нефть в интервалы-коллекторы. Эти выводы прозвучали в докладе «Определение типа коллектора в отложениях баженовской свиты по данным ГДИ (Салымское месторождение)» на рабочем семинаре «Нефтегазоносность отложений баженовской свиты: проблемы и решения» (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», Москва, 18 декабря 2008 г.). По оценкам С.Г.


Вольпина, нефтеотдающие интервалы обеспечивают 30 %, матрица – 70 % добычи нефти.



Основной задачей при изучении нефтеносности является получение информации о нефтеотдающих интервалах БС. Практически не имея возможности изучить их на керне, геологи разработали около десятка моделей, объясняющих тип коллектора и процессы его образования. К сожалению, пока ни одна из них надежно не подтвердилась.



В то же время анализ механизмов образования емкости пород БС невозможен без создания корректной геологической модели отложений, учитывающей множество факторов. Среди них главные – процессы преобразования минеральной и органической пород при накоплении осадка, диа- и катагенезе. Осложняющим фактором являются образование трещин и кольматация при техногенном воздействии на породу при бурении и подъеме колонки керна на поверхность.


Задача определения и корреляции типов пород осложняется также тем, что разрезы БС, охарактеризованные керном, значительно различаются даже в соседних скважинах. Вмещающие промышленные скопления нефти отложения, имеющие «нетрадиционный» состав пород-коллекторов, требуют специально разработанных методик их изучения. Такой комплексной методики в настоящее время нет.



Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограниченное распространение по площади, распределены в разрезе неравномерно, их толщина составляет от первых десятков сантиметров до первых метров. Проблема исследования нефтеотдающих интервалов заключается в том, что трещиноватые, листоватые породы при бурении практически невозможно извлечь на поверхность в виде целых образцов керна: они обычно крошатся и выносятся в виде шлама или небольших обломков пород. По этой причине изучение нефтеотдающих интервалов на керне практически невозможно, а оценить их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) можно только по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин.


Причем оценка проницаемости может быть проведена только по данным гидродинамических исследований (ГДИ).



Проблема разработки залежей нефти в БС заключается в низком КИН. В настоящее время коэффициент извлечения нефти из пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения из запасов, подсчитанных на основании неочевидной методики, составляет около 7%. Основным при разработке баженовской свиты остается вопрос увеличения КИН.


При этом в первую очередь интерес представляют уже сформировавшиеся залежи нефти, из которых ее можно извлечь «традиционными» методами. В дальнейшем объектом разработки может являться вся толща, насыщаемая нефтью при термической деструкции керогена.



Продуктивность



Отдающими интервалами в баженовско-абалакском комплексе прежде всего могут быть трещинно-кавернозные карбонатные отложения. Вторым типом коллектора могут быть трещиноватые или листоватые баженовиты, сложенные преимущественно керогеном и кремнеземом. Пористость этих пластов, по оценкам разных авторов, может достигать 20 % при проницаемости, превышающей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые трещины).


При этом пористость матрицы составляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не превышая 5 % (один образец из 200 исследованных авторами).



Ознакомившись с разрезами БС в центральной и западной частях ее распространения, данными о продуктивности, результатами ПГИ, учитывая огромный опыт предыдущих исследований, авторы пришли к выводу, что наиболее перспективным объектом являются карбонатные прослои, протяженность которых может составлять несколько километров. На Большом Салыме к ним относится пласт КС1, расположенный в пограничной зоне между отложениями абалакской и баженовской свит. К северу от Большого Салыма, на Сургутском и Красноленинском сводах такие пласты встречаются в самой толще БС и идентифицируются как первично карбонатные (водорослевые, ракушняковые банки) или вторично-карбонатизированные пласты. В разрезе БС можно выделить несколько интервалов, где кремнистые породы подверглись частичной или полной карбонатизации.


Лучше всего по площади прослеживается карбонатный прослой, приуроченный к границе верхней и нижней частей БС, которые существенно различаются по плотности, что обусловлено различным содержанием керогена. Плотностные характеристики этих частей свиты позволяют выявлять границу по данным сейсморазведки.



Выяснение природы карбонатных тел – очень важный фактор для прогноза их распространения. Возраст и время формирования органогенных карбонатных построек могут различаться в зависимости от времени максимальной трансгрессии морского бассейна. Поэтому поиск и прогноз распространения карбонатных пород необходимо проводить на базе литолого-фациальных исследований.


После проведения литолого-фациального анализа необходимо оценить и установить закономерности изменения литологического состава. В общем виде эти закономерности проявляются в увеличении доли терригенной (глинистой) составляющей в прикровельной и приподошвенной частях БС и повышении генерационного потенциала вверх по разрезу.



Породы, которые имеют преимущественно кремнистый и карбонатный состав, являются потенциальными коллекторами с емкостью трещинного и порово-трещинного типа. Они наиболее предрасположены к образованию трещин в результате тектонических движений или иных воздействий, выразившихся в резком снижении пластового давления и изменении напряженного состояния этих пород. Признаки такого воздействия можно наблюдать на керне (рис. 4) .



Для оценки свойств разреза, с точки зрения того, какие породы и при каких начальных условиях следует подвергать гидроразрыву, необходимо охарактеризовать разрез по упруго-прочностным свойствам слагающих пород. Для этого следует провести исследования пород в условиях неравномерного сжатия. Коллекция керна должна включать все основные типы пород, особое внимание необходимо обратить на кремнистые и карбонатные разности.


Ожидается, что последние будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошности произойдет при меньших внешних давлениях. Такая информация необходима как для проектирования дизайна ГРП, так и для оценки работы пласта в целом.



Основные подходы к разработке баженовской свиты



При наличии значимых запасов следующим ключевым фактором является проницаемость пласта. В настоящее время главным механизмом, обеспечивающим приток флюида в скважины баженовской свиты, является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин пласта. Однако естественная трещиноватость развита слабо, а проницаемость матрицы находится в пределах 0,001-10-3 мкм2.


Возможно, именно этим объясняется отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном.



В связи с отмеченным основной технологической задачей разработки БС является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин с множественными ГРП. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа из пластов – аналогов БС.


В России данная технология не применялась. При этом основной задачей ГРП является обеспечение интенсивного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины.



Для успешного применения данной технологии и определения оптимальных дизайнов ГРП необходимо точное определение геомеханических свойств пласта на основе создания корректных геомеханических моделей.



Заключение



Несмотря на кажущуюся изученность, баженовская свита остается непознанным объектом как для геологов, так и для разработчиков. Современные характеристики отложений определяются совокупным действием множества факторов, поэтому авторы считают необходимым обозначить круг наиболее актуальных в настоящее время вопросов, поиску решения которых будет посвящена в дальнейшем научно-исследовательская работа в рамках Целевого Инновационного Проекта:



» модель коллектора: вещественный состав, петрофизические свойства и закономерности;



» содержание подвижной нефти: методика определения и оценки запасов;



» технологии локализации продуктивных зон: закономерности распределения, возможности современных дистанционных методов и технологий регионального прогноза;



» механико-прочностная модель: методика определения параметров и технология моделирования;



» выбор оптимальных технологий разработки: ГРП, химические, тепловые и другие методы, а также пиролиз.



Список литературы



1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Баженовский горизонт Западной Сибири. – Новосибирск, 2003 г.



2. Брадучан Ю.В. Гурари Ф.Г, Захаров В.А. Баженовский горизонт западной Сибири. Новосибирск. – М. Наука, 1986. – 216 с.



3. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты центральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты/ Е.А. Предтеченская, Л.А. Кроль, Ф.Г.


Гурари [и др.]// Литосфера. – 2006. – №4. – С. 131-148.



4. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии. В сб.


Эволюция биосферы и биоразнообразия. – М. Товарищество научных изданий КМК, 2006. – С. 552-568.



5. Зaхapoв B.A. 3aнин Ю.H. 3aмиpaйлoвa A.Г.


Первая находка следов жизнедятельности в высокоуглеродистых черных сланцах баженовской свиты Западной Сибири//Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. – №3. – С. 402-405.



Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №4, 2010 г. с.20-25; ISSN 2074-2339, и заняла третье место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.



И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н. Е.В. Гаврилова, Е.М.


Бирун (ОАО «НК «Роснефть»), Г.А. Калмыков, к.г.-м.н. Н.С.


Балушкина (МГУ им. М.В. Ломоносова)






Баженовская свита vs сланцевая нефть

Баженовская свита vs сланцевая нефть



Правительство решило простимулировать налоговыми льготами добычу трудноизвлекаемой нефти в Западной Сибири. Речь следует о пластах баженовской свиты, расположенных в традиционных регионах нефтеной добычи с развитой инфраструктурой. Следующий судьбоносный шаг — выбор технологии разработки: американской или отечественной.



В мае правительство выпустило распоряжение (N700-р от 3 мая) о льготах для трудноизвлекаемой нефти, в том числе нефти из низкопроницаемых коллекторов — от 0 до 2 мДарси включительно. Кроме «скидки» к Н.Д.П.И. такие месторождения, если по ним имеются утвержденные технические проекты разработки, смогут рассчитывать на пониженные ставки других налогов и прочие меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования. В случае если цена на нефть опустится ниже $60 за баррель, правительство готово еще больше снизить Н.Д.П.И. и сократить экспортную пошлину для таких проектов.


Ожидается, что к октябрю Мин_Энерго, Минфин и другие ведомства подготовят конкретные проекты поправок в Налоговый кодекс и таможенно-тарифное законодательство. Основным бенефициаром, видимо, станет «Роснефть(Ртс:rosn)», владеющая наиболее крупными запасами нефти в пластах, относящихся к баженовской свите, и ее партнер ExxonMobil.



Под низкопроницаемыми коллекторами подразумеваются прежде всего коллектора баженовской свиты — геологической структуры, которая распространена практически по всей территории Западной Сибири на глубине 2500-3000 м. Плохие коллекторские свойства — причина быстро падающих или вовсе отсутствующих дебитов свиты. Потенциальные запасы баженовской нефти в Рф оцениваются Мин_Энерго в 22 миллиард тонн. Дополнительный плюс в том, что эти пласты расположены в традиционных регионах нефтеной добычи с развитой нефтетранспортной и прочей инфраструктурой.



Всего два г. назад, в апреле 2010-го, Минфин от имени правительства подготовил отрицательное заключение на поправки о нулевой ставке Н.Д.П.И. в отношении нефти, извлекаемой из баженовской свиты, которые внесли в Госдуму парламентарии Ханты-Мансийского автономного округа. Как тогда объяснили RusEnergy в министерстве, администрировать Н.Д.П.И. по добыче из определенной подземной структуры (пласта Ю0) затруднительно — намного проще установить льготу по географическому признаку или исходя из свойств добытой нефти. Кроме того, Минфин беспокоили выпадающие доходы бюджета.



В течение всего двух лет правительство полностью изменило взгляд на подобные послабления. Эксперты считают, что тут не обошлось без лоббистов «Роcнефти(Ртс:rosn)». Ведь из 600 млн тонн извлекаемых запасов баженовской свиты (оценка ВНИГРИ на 2009 год) почти половина залегает в границах всего пяти месторождений «РН-Юганскнефтегаза». Извлечь их «Роснефть(Ртс:rosn)» сможет с помощью тех же технологий, которые в Америке используются для добычи сланцевого газа.


Опытом и оборудованием с госкомпанией готов поделиться ее партнер ExxonMobil. В середине июня компании заключили соглашение, согласно которому ExxonMobil обязалась профинансировать геологоразведочное бурение в рамках программы технических исследований перспектив освоения баженовских и ачимовских отложений Западной Сибири методами, применяемыми ExxonMobil в Северной Америке. Начало буровых работ запланировано на 2013 г. Предполагается, что на этапе разработки запасов американский партнер получит в проекте 33,3% участия.



Общий объем своих трудноизвлекаемых ресурсов и запасов «Роснефть(Ртс:rosn)» оценивает в 1,7 миллиард тонн. При этом извлекаемые запасы баженовской нефти категории С.1 + С2, содержащиеся на балансе ее основной «дочки» «РН-Юганскнефтегаза», составляют, по данным на 2010 г. 272,8 млн тонн. Это больше половины от всех подтвержденных запасов баженовской свиты в Ханты-Мансийском автономном округе, где работает «Юганскнефтегаз».



В 2011 г. «Роснефть(Ртс:rosn)» впервые испытала на Приобском месторождении тот же способ извлечения нефти, который применяется в USA при добыче сланцевого газа: горизонтальное бурение с многозональным гидроразрывом пласта (ГРП). На отрезке горизонтальной части ствола длиной 1 км было выполнено семь операций ГРП. Полученные стартовые дебиты превысили 1800 бар (246 тонн) в сутки, и метод был признан наиболее перспективным.



В апреле 2012 г. «Роснефть(Ртс:rosn)» и ExxonMobil уже подписали соглашение о совместной разработке технологий по добыче трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири. Но для начала дочерняя компания «Роcнефти(Ртс:rosn)» RN Cardium Oil Inc. выкупит 30% от доли ExxonMobil Canada Energy в участке Harmattan пласта Кардиум на территории Западно-Канадского бассейна в провинции Альберта, где у самой ExxonMobil в двух проектах — G и H — соответственно 44% и 75,3% долей. Пласт Кардиум содержит трудноизвлекаемые запасы нефти и газа в чередующихся породах сланца и песчаника. В конце 2011 г. ExxonMobil получила здесь первую нефть, пробурив несколько горизонтальных скважин с использованием многозонального ГРП (MZST, multizone stimulation technology) — эту технологию компания отработала чуть ранее на сланцевом участке Piceance в Колорадо.


Масштабный проект «Роcнефти(Ртс:rosn)» по использованию многозонального ГРП на баженовской свите, безусловно, будет способствовать созданию в Ханты-Мансийский АО соответствующей сервисной базы. ExxonMobil уже и сама передала технологию в руки подрядчиков, в том числе широко представленного в Югре Weatherford.



«Роснефть(Ртс:rosn)» считает баженовскую свиту «прямым аналогом» месторождений сланцевой нефти в USA и предпочла уже апробированный метод многозонального ГРП другой технологии, базирующейся на достижениях отечественной нефтегазовой науки,— термогазовому методу воздействия на пласт.



Этот метод был предложен еще в 1971 г. в С.С.С.Р, но тогда на фоне обилия качественных запасов не получил широкого применения. В последние несколько лет термогазовый метод активно совершенствовала группа ученых из компаний РИТЭК («дочка» ЛУКОЙЛа) и «Зарубежнефть», с 2009 г. экспериментируя со скважинами на Средне-Назымском месторождении РИТЭК в Ханты-Мансийский АО. В январе 2012 г. после годичного перерыва, полевые опыты здесь возобновлены.


Но пока эта технология «выходит из пробирки», есть риск, что ее будущий рынок могут занять горизонтальные скважины с многозональным ГРП.



Суть термогазового метода заключается в закачке в пласт одновременно воды и сжатого воздуха. При этом в пласте, где характерная для баженовской свиты температура составляет 65°C и более, вследствие окисления нефти создается высокоэффективный вытесняющий газовый агент (содержащий азот, углекислый газ и широкую фракцию легких углеводородов), который и обеспечивает мощный прирост нефтеотдачи. Коэффициент извлечения нефти повышается с 0,2 до 0,45, при том что средний проектный КИН по отрасли не превышает 0,37.


Эксперты считают этот метод более технологически совершенным и инновационным по сравнению с многозональным ГРП, называя его «методом будущего».



Сейчас РИТЭК в поисках финансовой поддержки вплотную взаимодействует с фондом «Сколково». По словам одного из участников эксперимента на Средне-Назымском, конечная цель инновационной «дочки» ЛУКОЙЛа — монетизировать технологию, предоставляя всем желающим и оборудование для термогазового воздействия, и услуги по его инсталляции и пусконаладке.



В Ханты-Мансийский АО около десятка сравнительно небольших месторождений с запасами в баженовской свите есть у «Сургутнефтегаза», южную часть Приобского месторождения осваивает «Газпром_нефть», как минимум одно подходящее месторождение есть у «Русснефти», но все же самые значительные запасы сосредоточены на участках «Роcнефти(Ртс:rosn)», которая свой выбор уже сделала.



Еще записи на эту же тему:





  • Нет похожих записей.









Баженовская свита: милостей от природы не будет. Но задача взять их, безусловно, остается - Нефтесервис

Баженовская свита: милостей от природы не будет



Но задача взять их, безусловно, остается



Константин Асвадуров



Cоветские геологи выделили баженовскую свиту (БС) как самостоятельное нефтеносное образование еще полвека назад. В основном перспективные отложения сосредоточены в Западной Сибири, но есть пласты БС и в других регионах.



По некоторым оценкам, потенциал БС может превышать 100 млрд тонн нефти. Однако долгое время к этим ресурсам относились как к непригодным для практического использования. По мере истощения традиционных запасов отношение, естественно, меняется, и сегодня именно с баженовской свитой связывают перспективы стабилизации добычи нефти в Западной Сибири.



роснефть баженовская свита

Дело за малым — разработать технологии, позволяющие баженовскую нефть взять. Пока же разработка БС нерентабельна. Интересно, что государство усилия компаний по освоению БС не поддерживает: в прошлом году правительство отклонило предложения Думы ХМАО-Югры об обложении добычи баженовской нефти нулевым НДПИ.



Первая нефть из БС (пласт ЮС0) была получена случайно на Салымском нефтяном месторождении в ХМАО. Это произошло еще до ввода месторождения в промышленную эксплуатацию, в 1968 году, когда одна из скважин при прохождении отметки 2800 м выбросила аварийный фонтан мощностью более 500 тонн в сутки.



С начала изучения БС прошли десятилетия, однако приоритетными для «нефтянки» они никогда не были — пока не наблюдалось и не предвиделось дефицита более легких запасов. В итоге сегодня об этом геологическом объекте мы знаем очень мало, и предсказывать точки бурения для получения гарантированного притока нефти с пласта ЮС0, который только в Западной Сибири занимает площадь более 1 млн м 2 (на глубине около 3000 м), геологи так и не научились. Месторождения баженовской нефти до сих пор открываются случайно, нет и унифицированной методики подсчета запасов по пласту ЮС0.



О перспективности БС свидетельствует тот факт, что дебиты отдельных скважин достигали 1000 тонн в сутки. И это без ГРП, тогда как в настоящее время гидроразрыв считается одним из основных методов в технологиях разработки сланцевых ресурсов. В то же время 30% скважин, пробуренных в советское время на ЮС0 на Салымском, Красноленинском и ряде других месторождений Югры, оказались сухими.


На продуктивных же скважинах наблюдалось резкое падение дебита, в результате чего накопленная добыча оказывалась крайне незначительной.



Программа «Роснефти»



Весьма показательно, что Салымское, с которого в далеком 1974 году началась разработка БС, по сей день является крупнейшим в России по запасам баженовской нефти. По данным НАЦ рационального недропользования им. В. И. Шпильмана, на начало 2009 года извлекаемые запасы пласта ЮС0 Салымского составляют 230,5 млн тонн по категориям АВС1 и 134,7 млн тонн по категории С2.


Эффективная толщина пласта — около 8 м, пористость — 10,2%, нефтенасыщенность — 90%.



Лицензия на Салымское принадлежит «Юганскнефтегазу», и пока эта компания работала в составе «ЮКОСа», баженовской нефтью она, судя по всему, не занималась. В системе приоритетов ВИНК в первой половине 2000-х просто не было места нетрадиционным источникам нефти. Ни конъюнктура, ни технологический уровень не позволяли тогда на это рассчитывать.



Так или иначе, к 2006 году на пласте ЮС0 на Салыме работало всего девять скважин (из 72 пробуренных), которые обеспечивали добычу на уровне 30 тыс. твг. При этом 25 скважин были выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн, и только по 11 остановленным скважинам накопленная добыча нефти превысила 30 тыс. тонн. Всего накопленная добыча по данному объекту разработки на начало 2006 года составила 2,1 млн тонн.



После покупки «Юганскнефтегаза» «Роснефть» приняла «Программу работ по определению технологий разработки и потенциала добычи БС ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее Программа), рассчитанную на период до конца 2012 года. Программа предусматривает работы не только на Салымском, но и на других месторождениях «Юганска», на которых была доказана продуктивность пласта ЮС0. Планировалось отработать два пилотных проекта — исследовать возможности термогазового метода, широко используемого российскими компаниями (об опытах «РИТЭКа» по использованию таких технологий (см. «А мы ее газом!» в «Нефтесервисе» №2, 2011 г.). а также применимость западного метода добычи, основанного на нагреве пласта в сочетании с ГРП (термо-ГРП).


Именно такие технологии — с массовым гидроразрывом — применяются в США при разработке сланцевых запасов нефти и газа.



В 2009-10 годах на Салымском месторождении планировалось пробурить и испытать пять вертикальных скважин, а также провести на них расширенный комплекс исследований с отбором керна. Комплекс ГИС вела компания Schlumberger. Кроме того, в 2010 году на Салымском месторождении было запланировано завершить 3D-сейсморазведку — с целью подготовки материалов для построения геологической модели пласта ЮС0.



По факту в 2010 году сейсморазведочные работы удалось провести полностью, чего нельзя сказать о бурении. Из пяти запланированных скважин пробурены и исследованы были только четыре, причем одна из них оказалась сухой. Остальные три скважины вышли на стабильный дебит в 20-30 тонн в сутки.


К концу года было отмечено значительное продвижение в получении данных для геологической модели по результатам сейсмики и керноотбора.



На 2011 год Программой запланировано углубление шести-восьми скважин Правдинского, Приобского, Приразломного, Мало-Балыкского месторождений до баженовского пласта. На данных скважинах также будет проведен расширенный комплекс ГИС (включая отбор керна). На текущий год запланирована подготовка проекта по бурению горизонтальных скважин с множественным ГРП.


Решение о начале разработки БС на месторождениях «Юганска» «Роснефть» планирует принять в середине 2012 года (очевидно, речь идет, прежде всего, о Салымском месторождении).



Кстати, добыча на пласте ЮС0 Салымского уверенно растет. В 2008 году здесь было добыто 35,4 тыс. тонн, в 2009 — 68,1 тыс. тонн, в 2010 — 101,3 тыс. тонн. В то же время на сегодняшний день нет оснований говорить, что многолетний опыт эксплуатации БС Салымского месторождения позволил найти и внедрить надежные технологии рентабельной разработки сланцевой нефти.



Оптимисты и скептики



На сегодня нет единого мнения относительно той роли, которую призвана сыграть БС в развитии отечественной нефтяной отрасли. Одна группа ученых с энтузиазмом пропагандирует возможности «бажена» и уверяет, что именно эти залежи дадут второе дыхание «нефтянке» Западной Сибири. Эти оптимисты считают, что в давно освоенной нефтяниками зоне содержится до трети мировой пока не извлеченной нефти.



Одним из главных пропагандистов БС является тюменский ученый, член-корреспондент РАН Иван Нестеров и его ученики. Из Тюмени давно идут письма наверх с целью привлечь внимание властей к проблеме освоения ресурсов БС. По мнению Нестерова, запасы нефти в пластах БС только по Западной Сибири превышают 140 млрд тонн. Он утверждает, что в любой точке на площади 1,3 млн км 2 БС можно получить нефть.


Причем баженовские скважины обеспечат высокие дебиты, и якобы уже зафиксирован максимальный дебит, который составил 6 тыс. м 3 в сутки. Призыв Нестерова был услышан, и в прошлом году президент Дмитрий Медведев поручил вице-премьеру Игорю Сечину взять это направление под особый контроль и обеспечить расширенные исследования по освоению ресурсов БС в России.



Другая группа ученых и практиков (и весьма многочисленная) энтузиазма Нестерова не разделяет. Их позиция исходит из того, что освоение БС потребует огромных материальных и временных затрат на разведку, исследование свойств нефтеносных пластов и создание технологий добычи.



Так, по данным НАЦ рационального недропользования имени В. И. Шпильмана, на территории Югры по состоянию на середину прошлого года в БС было открыто 135 залежей нефти и газа на 54 месторождениях. Их начальные суммарные ресурсы оцениваются в 3,1 млрд тонн, в том числе 11,1 млн тонн — накопленная добыча и 2,4 млрд тонн — ресурсы категорий D1+D2. Это немало, но существенно отличается от захватывающих дух цифр, называемых Нестеровым. Так или иначе, но БС абсолютно непригодна для разработки традиционными методами, в которых широко используется закачка воды в пласт.


Для поддержания пластового давления в толще БС придется применять особые технологии закачки газа, пара, различных реагентов. В результате удельные текущие затраты на добычу по месторождениям БС составляют примерно 1870 рублей за тонну, что на 51% больше, чем в среднем по месторождениям ХМАО.



Понятно, что оплачивать исследования, направленные на разработку БС, предстоит в основном крупным российским нефтяным компаниям, и потому важно отношение к проблеме руководителей, принимающих решения в ВИНК. Вице-президент «ЛУКОЙЛа» Леонид Федун, хотя и не исключает, что в Западной Сибири действительно есть большие залежи сланцевой нефти, весьма осторожен при оценке возможностей создания эффективных технологий для ее промышленной добычи. Он напоминает, что пока никто в мире не научился с приемлемой рентабельностью извлекать жидкие флюиды с практически нулевой текучестью из пластов с низкой проницаемостью.



Стимулировать исследователей могло бы государство. Однако в прошлом году идея предоставить нулевой НДПИ проектам по добыче баженовской нефти правительством была отвергнута. В частности, потому, что термин «пласт ЮС0 баженовской свиты» нуждается в законодательном закреплении, а также в силу замечаний технико-юридического характера к подготовленному Думой ХМАО законопроекту.


Но самое главное — в правительственном заключении указывается, что в обосновании законопроекта по БС не определены источники компенсации выпадающих в результате предоставления льготы доходов госбюджета.



Удивительно недальновидная, на наш взгляд, позиция. Освоение БС — дело настолько новое и настолько сложное, что сейчас никто не может достоверно предположить, насколько удастся использовать ее потенциал (и, соответственно, оценить новые доходы бюджета), да и сам этот потенциал еще далеко не полностью изучен. Но если государство не готово рискнуть теми копейками (в масштабах поступлений от «нефтянки» в целом), которое оно получает в виде НДПИ по десяткам тысяч тонн баженовской нефти, то никаких инновационных прорывов в этой области нам ждать, очевидно, не стоит.



Что такое баженовская свита?






Баженовская свита – будущее нефтедобычи в Западной Сибири / Нефть / ПРОНЕДРА

Баженовская свита – будущее нефтедобычи в Западной Сибири



7 февраля 2012 года / 16:25



Залежи баженовской свиты, находящиеся на глубине более 2 тысяч метров, являются будущим нефтедобычи в Западной Сибири. Согласно предварительным данным, потенциал этих залежей оценивается в 100 миллиардов тонн сырья.



Из высококачественной нефти, находящейся в баженовской свите, можно получить порядка 60% светлых нефтепродуктов. Эта нефть отличается незначительным содержанием солей, серы и воды, поэтому она не нуждается в очистке перед транспортировкой, что в свою очередь существенно снижает ее себестоимость. Однако есть и минусы: нефть располагается на больших глубинах, где температура достигает 100–130°C, что значительно усложняет добычу, повышает риск аварий и пожаров.



Станислав Кузьменков, и. о. директора департамента по недропользованию Югры, рассказывает, что некоторые компании с помощью новейших технологий уже начали добычу этой нефти. Например, компания «Сургутнефтегаз» в 2011 году добыла из баженовской свиты почти 500 тысяч тонн сырья.



По мнению экспертов, коммерческий оборот нефти из баженовской свиты позволит компаниям, работающим в Югре, значительно увеличить объемы добычи нефти. В настоящее время почти 70% месторождений Югры находятся в условиях падения нефтедобычи — ежегодно добыча нефти снижается примерно на 2 миллиона тонн. Всего в 2011 году нефтедобывающие компании добыли в Югре 262,5 миллиона тонн.


В конце февраля 2012 года планируется добыть 10-миллиардную тонну нефтяного сырья.



Юрий Карогодин, доктор геолого-минералогических наук Сибирского отделения Российской академии наук, рассказал, что баженовская свита — это пласт горных пород, расположенных в западной Сибири на глубине около 2 тысяч метров. Она занимает территорию более 1 миллиона квадратных километров и имеет толщину всего 20–30 метров. Ее промышленную ценность определяет одна особенность — высокая насыщенность нефтью.






НОВОСТИ : Московская секция международного общества инженеров нефтяников SPE - SPE MOSCOW SECTION

13.03.2012 КОНФЕРЕНЦИЯ SPE: Петрофизика ХХI, Тюмень, 5-7 июня 2012 г.



КОНФЕРЕНЦИЯ SPE



Петрофизика ХХI/ Petrophysics XXI



5-7 июня 2012



г. Тюмень, улица Орджоникидзе, д. 46,



гостиница «Тюмень»,



конференц-зал «Ренессанс»



ПОСЛЕДНИЙ ДЕНЬ РЕГИСТРАЦИИ- 20 апреля 2012



Подробная информация в файле SPE_ATW_2012_Petrophysics_XXI_RU.doc (75 Кб)



Цель данного мероприятия заключается в обмене опытом, знаниями и наилучшими примерами в области комплексной интерпретации керновых, каротажных и промысловых данных. Основные темы конференции: современные методы исследования керна; создание высокоорганизованных проектов по анализу данных ГИС и керновой информации; особенности современной многоскважинной интерпретации; примеры комплексных петрофизических проектов; сложные коллекторы (особый интерес – баженовская свита); специальные задачи ГИС; нетрадиционные подходы. Целевая аудитория конференции – представители ведущих нефтегазодобывающих компаний и сервисных геолого-геофизических организаций.



Круг предполагаемых участников:



ТНК-BP, Salym Petroleum, SEIC, Новатек, Total, Газпромнефть, ЛУКОЙЛ, Роснефть, Татнефть, Башнефть, Сургутнефтегаз, Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, российские сервисные компании.



Программный Комитет:



Алексей Хабаров – ТНК-ВР ТННЦ (Председатель)



Виктор Петерсилье- ВНИГНИ



Григорий Яценко - Тверьгеофизика



Владимир Теплоухов- Газпромнефть НТЦ



Яков Волокитин - Salym Petroleum Development



Алексей Алексеев- Salym Petroleum Development



Алексей Лубинец- Schlumberger



Владислав Яценко - Роснефть



Виктор Ефимов - СургутНИПИнефть



Алексей Мальшаков – ТНК-ВР ТННЦ



Андрей Малинин - Нефтегазгеофизика



Михаил Ревва – Weatherford



Кирилл Шмыгля- BP



Приоритетные темы докладов:



  • Новые методы отбора и анализа керна (анализ неконсолидированных пород, керн с сохраненным насыщением, компьютерная томография, ЯМР, количественный анализ фотографий керна, потоковые эксперименты, цифровая петрофизика и пр.)


  • Организация системы сбора и хранения керновых данных (современные базы данных, оценка качества и согласованности результатов исследования керна)


  • Сводный анализ керновых данных (формирование современных комплексных отчетов по исследованию керна для задач управления разработкой, комплексного геолого-гидродинамического моделирования и подсчетов запасов)


  • Создание высокоорганизованных интерпретационных проектов (унификация, структурирование, сведение, оценка качества исходного комплекса скважинных данных)


  • Особенности автоматизированной многоскважинной обработки и интерпретации ГИС (создание интеллектуальных адаптивных алгоритмов интерпретации ГИС, сведение всех элементов комплексной петрофизической модели в рамках единого технологического процесса)


  • Примеры комплексных полномасштабных петрофизических проектов (примеры решения задач разработки/моделирования/подсчета запасов, учет седиментологии /геологии/литологии, прогноз проницаемости, согласование с промысловыми данными, результатами геологического и гидродинамического моделирования, анализ неопределенностей и пр. )


  • Применение специальных методов ГИС (примеры решения сложных геолого-технологических задач, повышения качества подсчета запасов и моделирования)


  • Сложные коллекторы/баженовская свита/абалак и пр. (низкопористые, битуминизированные, трещиноватые, кавернозные, микрослоистые коллекторы, породы фундамента/коры выветривания, засолоненные породы и пр.)


  • Особенности интерпретации горизонтальных скважин (анализ качества/выбор данных, учет анизотропии, согласование различных радиусов исследования методов ГИС, моделирование и пр.)


  • Петрофизические инновации (примеры авторских методик и технологий для решения сложных геолого-геофизических и эксплуатационных задач)




По вопросам регистрации и участия в конференции, заключения договоров и оплаты, просьба связываться с Ульяной Дмитриевой, SPE-Россия: тел. +7 495 937 42 09, e-mail: udmitrieva@spe.org



Подробная информация в файле SPE_ATW_2012_Petrophysics_XXI_RU.doc (75 Кб)






Спасёт ли Югру Баженовская нефть?

Увеличение объемов нефтедобычи вполне возможно, считают в округе



Разговоры о «жизни после нефти» появляются с завидной периодичностью. Даже во времена пиковых объемов добычи нефтяники и газовики задумывались о том, что будет, когда запасы углеводородного сырья истощатся. Ныне же, когда объемы добычи взяли курс на снижение, эти разговоры возобновились с новой силой.


Эксперты спорят о новых источниках энергии, при этом реальных полноценных альтернатив нефти пока не найдено.



И пока их усиленно разыскивают, нефтяники продолжают работать. Если ранее большинство их надежд было связано с Югрой как наиболее богатой нефтеносной провинцией, то теперь постепенно их взгляды обращаются на восток. Крупнейшие игроки на этом поле уже обзавелись подразделениями, разрабатывающими месторождения в Якутии и на Дальнем Востоке – так, Сургутнефтегаз застолбил за собой крупнейшее Талаканское месторождение и за последние годы сумел организовать в этом районе всю необходимую для добычи инфраструктуру.


Не отстает и Газпром, разрабатывающий Ковыктинское и Чаяндинское месторождение.



Вместе с тем, несмотря на то что восточносибирский и дальневосточный регионы представляются весьма перспективными, ни в коем случае нельзя списывать со счетов ХМАО. Так считают сами нефтяники и газовики. По крайней мере нынешней осенью на праздновании 35-летия Сургутнефтегаза его глава Владимир Богданов прямо говорил о том, что Югра для компании по-прежнему остается приоритетной территорий.



Спустя некоторое время оказывается, что эти слова – вовсе не часть праздничного спича, а отражение принципиальной позиции. Надежды добытчиков связаны с так называемой сланцевой нефтью – углеводородами, расположенными в пластах с низкой проницаемостью. На территории Югры залегает Баженовская свита – запасы сланцевой нефти на территории почти в миллион квадратных километров. Интересно, что о ней было известно довольно давно, но до недавнего времени к ней особо не подступались: не было ни подходящих технологий, ни особой надобности в разработке.


Теперь же применение горизонтального бурения и многоступенчатого гидроразрыва пласта (а именно таким образом можно добраться до сырья в Баженовской свите) стало повседневностью. В нашем регионе сланцевую нефть уже начали добывать Роснефть и Сургутнефтегаз, а в конце октября появились сообщения о том, что интерес к ней проявила и Газпром нефть.



При этом, как свидетельствуют эксперты РИА Новости, темпы и объемы добычи пока скромные; можно сказать, разработка носит экспериментальный характер. В полную силу месторождения Баженовской свиты способны заработать в недалекой перспективе. По крайней мере руководитель Газпром нефти Александр Дюков говорит о промышленной добыче в 2017-2018 годах: «Это не та возможность, которая может выстрелить в ближайшие два-три года.


Проект займет какое-то время».



Надежды на сланцевую нефть Югры небеспочвенны. Перед глазами у всего мира – пример одной из американских провинций. В штате Северная Дакота на северо-западе США, до недавнего времени имевшем сугубо аграрную ориентацию, в течение последних десяти лет идет разработка крупнейшего месторождения сланцевой нефти Баккен.


Аналитики предсказывают, что бурный рост объемов добычи здесь сохранится еще долгое время. Если учесть, что за последние четыре года он составил 551 тысячу баррелей в день, то будущее североамериканской провинции выглядит весьма радужным. По крайней мере по прогнозу Международного энергетического агентства, к 2020 году США может стать крупнейшей нефтедобывающей страной.



Что же Россия? Нужно учесть, что в этом плане мы, как ни странно, все же имеем свои преимущества. Добыча в Югре идет вот уже в течение пятидесяти лет (против десяти в Северной Дакоте): здесь организована вся необходимая инфраструктура, есть кадровый потенциал.


Наконец, главный козырь: Баженовская свита, безусловно, перспективнее Баккена, запасов нефти здесь больше. Губернатор округа Наталья Комарова в беседе с корреспондентом издания «Правда УрФО» отметила: «Уже несколько десятилетий Югра обеспечивает более половины всей российской нефтедобычи. При этом эксперты оценивают извлекаемые ресурсы округа в объеме около 20 миллиардов тонн нефти».


Поистине, цифры впечатляют.



Однако эти преимущества вряд ли сработают без соответствующих действий. Первейшей необходимостью является отладка технологий и инвестиции. С технологиями более-менее все понятно: большинство крупных компаний нефтегазового сектора тратятся на научные исследования. Инвестиции привлечь тоже можно.


Здесь существенным условием считаются в первую очередь налоговые преференции для нефтяников. В последнее время на этом фронте наблюдаются существенные подвижки. Так, с июля нынешнего года правительство вводит льготную ставку экспортной пошлины на добычу высоковязкой нефти, к которой относится и сырье Баженовской свиты. Ей уже пользуются нефтяники Татарстана и Республики Коми, а в перспективе такое послабление получат и добытчики Югры.


Можно сказать, что в данном случае лозунг «Догнать и перегнать Америку» вполне выполним.







Комментариев нет:

Отправить комментарий