Размер: px

Начинать показ со страницы:

Транскрипт

1 Ò ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИИ УДК (262.81) ББК 26.3 ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОЛНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова В статье показаны преимущества разработанного способа закачки тенгизской нефти в юрские пласты. Этот способ является комбинированным из паротеплового и газового воздействия на пласт, а также флюидных технологий. ã Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Крашакова А.В., 2012 Ключевые слова: тяжелые нефти, извлечение нефти, закачка нефти, сероочистка, нефтехранилище. Все месторождения в зависимости от наличия или отсутствия связи с источником генерации углеводородов делятся на две группы с восполняемыми и невосполняемыми запасами. Такое разделение становится очевидным при анализе условий их поэтапного формирования. Нами предложен путь решения слабоизученной проблемы за счет расшифровки условий формирования и эффективного извлечения тяжелой нефти из залежи, отрезанной от путей миграции углеводородов и оказавшейся по этой причине с невосполняемыми запасами. Для территории Среднего Каспия разработана концепция поэтапного формирования, переформирования и разрушения залежей углеводородов. Суммарный эффект непрерывного процесса формирования залежей углеводородов (состоящего из бесчисленного количества микроэтапов) делится на два основных укрупненных этапа: 1) нефтегазовая история (формирование залежей) и 2) газоконденсатная история (переформирование залежей). На втором этапе судьба нефтяных залежей, сформировавшихся на первом этапе, зависела и зависит от места их нахождения: в створе или вне путей миграции углеводородных газов. Если в результате регионального или локального изменения структурного плана сдвигались трассы струйных миграционных потоков углеводородов, то часть ранее проторенных путей и ловушек, заполненных нефтью, на втором этапе оказывалась отрезанной от источников углеводородов. Так, сформировавшаяся на первом этапе большая часть нефтяных залежей практически по всему разрезу юрских отложений месторождений Хвалынское и «170 км» на втором этапе оказалась отрезанной от миграционных потоков углеводородных газов, и в них по настоящее время продолжается процесс деградации нефтей. Состояние нефтяных залежей в кимериджских и в нижезалегающих юрских отложениях указывает на то, что на месте их нахождения отсутствуют процессы пополнения и изменения состава нефтей в сторону их облегчения в залежах (отсутствуют признаки газоконденсата). Ввиду низкого коэффициента нефтеотдачи (0,1) у наиболее крупной залежи в известняках кимериджа отодвигаются сроки ввода нефтяной залежи в разработку. Нефтяная залежь в известняках кимериджа оказалась вне современных путей миграции углеводородных газов и приобрела характер реликтового скопления увядающей нефти в застойной зоне. Негативная для разработки сторона нефтяной залежи усугубляется еще и тем, что тяжелые фракции нефти в пустотном пространстве (поры, трещины) переходят в неподвижную форму и блокируют часть полезного объема рассматриваемого карбонатного коллектора. Обратимся к аллегории: если река не меняет свое русло и непрерывно несет свои 5 7

2 воды в другой водоем, то в этом водоеме вода всегда хорошего качества (свежая, чистая, прозрачная и т. д.). Но вот река изменила свое русло, и в водоем перестала поступать свежая вода. Вода в водоеме начнет болеть, чахнуть и окончательно потеряет полезные качества. Так и с нефтью. В акватории Среднего Каспия на тех месторождениях, где миграционные потоки не прерывались и не меняли «русло» на первом и втором этапах формирования залежей, качество нефти сохраняет высокие физико-химические и товарные свойства. Эти свойства даже меняются в лучшую сторону за счет растворения в нефти первого этапа формирования газа и конденсата, поступивших на втором этапе их истории (например, неокомская залежь месторождения имени В. Филановского). В результате коэффициент нефтеотдачи достигает 0,63. Далее рассмотрим, что происходит, если миграционный поток углеводородных мультисистем по разным причинам изменил свой маршрут («русло») на втором этапе формирования. В нефтяную залежь не поступают новообразованные углеводородные газы с конденсатом, а нефть первого этапа постепенно подвергается деструкции (теряет растворенный газ и легкие компоненты самой нефти; ее плотность, вязкость и другие свойства постепенно приближаются к кондициям тяжелой нефти). Коэффициент извлечения такой нефти редко превышает 0,2 и, как правило, составляет не более 0,1. Примером могут служить уже упомянутые нефтяные залежи в кимериджских и нижезалегающих юрских отложениях Хвалынского месторождения Среднего Каспия и нефтяные залежи в юрско-меловых отложениях Северного Каспия. Для повышения нефтеотдачи из таких залежей разработаны и применяются многочисленные трудоемкие, дорогостоящие, но малопроизводительные способы (внутрипластовое горение, парогазовое воздействие и т. д.). Если понять причину, почему нефти стали трудноизвлекаемыми, то можно найти средство для эффективного на них воздействия с целью повышения нефтеотдачи. Для обособленной группы нефтяных и нефтегазовых месторождений Северного Каспия и прилегающей суши было установлено, что они сформировались на первом этапе, но не за счет реализации собственного нефтематеринского потенциала, а в результате прорыва нефтегазовых смесей из подсолевых каменноугольных отложений. Непосредственным источником оказались теперь уже разрушенные или частично сохранившиеся нефтяные залежи в рифогенных постройках Приморского свода, которые до разрушения содержали запасы, адекватные сохранившимся запасам в залежах месторождений Тенгиз и Кашаган. Данный вывод подкреплен геохимическими исследованиями органического вещества и углеводородов юрско-мелового и каменноугольного возраста, выполненными на месторождениях Укатное и Тенгиз. Так, органическое вещество юрско-мелового возраста с низким средним содержанием относится к керогену континентального типа (гумусовый тип) с крайне бедным нефтематеринским потенциалом. По степени преобразованности органическое вещество никогда не выходило за пределы градаций протокатагенеза (бурый уголь). Графики погружения и реконструкции условий образования и накопления залежей углеводородов Северо-Каспийской зоны поднятий указывают на то, что юрско-меловые отложения не опускались здесь глубже м. При этом подошва юрских отложений в самой погруженной части не дотягивала до «нефяного окна» примерно 600 м. Обращает на себя внимание тот факт, что не все ловушки заполнены углеводородами. Это также исключает формирование залежей на месте, что, видимо, не случайно, поэтому в отобранном керне из продуктивного разреза отложений Укатного месторождения образцы глин и алевролитов (потенциально материнские породы) оказались без признаков углеводородов (отсутствие свечения и запаха углеводородов), тогда как вмещающие и сопредельные с ними песчаники (пласты-коллекторы) на свежем сколе имеют характерный запах углеводородов, светло-желтое свечение по всей поверхности средней и сильной интенсивности, наблюдаются выпоты углеводородов коричневого цвета, а при опробовании этих песчаников в эксплуатационной колонне получены притоки нефти. В коллекторах зоны протокатагенеза (бурых углей) могут, как видим, формироваться залежи нефти за счет углеводородов, поступивших сюда на путях миграции из других источников. 5 8 В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова. Изучение возможности полного извлечения нефти

3 В соответствии с предлагаемой концепцией в ловушку Укатного и других месторождений нефть поступила на первом этапе из подсолевых палеозойских отложений. А вот второй этап, к сожалению, не состоялся. Состояние нефтяной залежи Укатного месторождения указывает на то, что на месте ее нахождения отсутствует подпитка углеводородами (в том числе новейшей генерации). Ожидаемое в таких случаях изменение состава нефтей в сторону их облегчения в юрской залежи не происходит, как это имеет место в юрско-меловых залежах Ракушечно-Широтной зоны поднятий. Напротив, наблюдается обратный процесс: на Укатном месторождении увеличивается содержание смол и асфальтенов (в настоящее время 19 масс. %), парафинов (3,15 масс. %), серы (2,3 масс. %), значений плотности (0,906 кг/м 3), кинематической вязкости (98,27 сст и 29,11 сст при 20 о С и 50 о С), температуры застывания нефти (-11 о С); наблюдаются низкое газосодержание и давление насыщения нефти газом и т. д. Все эти параметры характерны для биодеградированной нефти, лишившейся легкой фракции (низкое содержание n-алканов). Масштаб процесса прорыва соленосной покрышки и внедрения палеозойской нефтегазовой смеси, подпираемой колоссальным внутрипластовым давлением (свыше атмосфер), в юрско-меловые пласты-коллекторы можно себе представить, если вспомнить катастрофическое аварийное фонтанирование скважины 37 Тенгизской. При ее фонтанировании суточный дебит достигал тыс. т нефти и 2 15 млн м 3 газа, высота пламени достигала 300 м при диаметре 50 м, а ликвидировать аварию удалось только на 398-й день. Рассмотрим вопрос о существовании аналогов такой схемы формирования залежей. Их множество в России и за рубежом. Из тех, что раскрыты и описаны, приведем пример прямого аналога месторождение Уэст Падрони бассейна Данвер. В этом бассейне региональная нефтеносность меловых отложений на основе ограниченных геохимических данных длительное время связывалась с латеральной миграцией нефти из самих меловых отложений в неглубоких депрессиях. Однако выполненные Ю.Л. Клейтоном (1989) углубленные хроматографические и спектрометрические исследования меловых нефтей с высокой плотностью (0,930 0,970 кг/м 3), с высоким содержанием смол и асфальтенов (до 40 %), серы (более 2 %) и экстрагированного незрелого органического вещества (бурые угли) позволили доказать, что источником нефти в меловых отложениях являются углеводороды подсолевых отложений пермско-пенсильванского возраста (средневерхний карбон). Палеозойские нефти Северного Каспия как источник углеводородов для юрско-меловых пород выделились из органического вещества, отложившегося в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сероводородного заражения, то есть в типично морских условиях с богатой морской флорой и фауной. Результаты изучения биомаркеров этой нефти, поступившей в юрско-меловые отложения, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микрокомпонентному составу нефтей, конденсатов и битумоидов, распределению n-алканов и изопреноидов, позволяют дифференцировать нефти по генетическому признаку. Оказалось, что палеозойские нефти были связаны с карбонатно-ангидритовыми фациями и выделились из высокосернистого керогена, а высокое содержание гопанов (бактериогопанов) указывало на происхождение органического вещества из фитопланктона, степень преобразованности которого соответствовала R o = 0,95 1,03 (градации катагенеза МК 12 МК 21, соответствующие главной зоне и фазе нефтеобразования). Получается, что палеозойские нефти образовались в одних условиях (застойный режим с дефицитом кислорода), а находятся в юрских ловушках, в которых материнское вещество формировалось в других условиях (континентальный режим с наземной растительностью и торфяниками). Таким образом, месторождения в юрско-меловых отложениях Северного Каспия сформировались за счет мультисистем (в различных соотношениях углеводородные смеси нефти и газоконденсата), которые прорвались сквозь соленосную покрышку под огромным пластовым давлением по зонам дробления разрывных нарушений за счет разрушения уникальных по объему и запасам массивных рифогенных залежей в подсолевых каменноугольных отложениях. Из разбуренных па- 5 9

4 леозойских рифовых массивов уникальные по запасам нефтяные залежи сохранились на месторождениях Тенгиз и Кашаган в пределах Приморского атоллообразного сводового сооружения, тогда как полностью разрушенные или частично сохранившиеся залежи в таких же рифовых постройках (Каратон, Тажигали, Пустынное, Огайский, Королевское и палеосупергигант Южный) стали источником углеводородов в юрско-меловых отложениях. Попав в результате единовременной инъекции с глубины 4 6 км и разместившись в ловушках на глубинах 0,25 2,5 км, нефть, не получая дополнительного питания (отсутствие процесса ее обновления), стала со временем терять привлекательные товарные свойства (в основном за счет систематической потери в ее составе легких фракций). Прорвавшиеся в мезозойские покрывающие отложения углеводороды палеозойского возраста распределились в юрских и меловых отложениях в соответствии с рельефом продуктивных пластов в терригенных осадках. Нефть под большим давлением латерально растекалась в пластах-коллекторах первоначально над и вокруг разрушенных палеозойских рифов, а затем двигалась произвольно по вектору наименьшего сопротивления, заполняя все ловушки по трассам миграционных путей, пока не иссякло давление и не прекратилось движение нефти. В свою очередь, это указывает на отсутствие подтока углеводородов на современном этапе и потери связи с зоной их генерации (отсутствие второго этапа формирования). Месторождения Северного Каспия по условиям формирования, переформирования и разрушения нефтяных скоплений являются, таким образом, типичными месторождениями с невосполняемыми запасами углеводородов. Геохимическая оценка нефтей отдельных месторождений показала близость между собой юрских и меловых нефтей по составу и свойствам, что указывает на единый источник поступления углеводородов снизу по разрывным нарушениям. Палеозойская нефтегазовая смесь в рифогенных ловушках содержит до 50 % кислых компонентов из-за низкого содержания в карбонатных породах агрессивных металлов, присутствующих в большом количестве в терригенных юрских и меловых породах. Окисное и закисное железо, а также цинк, свинец и другие металлы, как известно, полностью редуцируют сероводород с образованием пирита, марказита, сфалерита и других сульфидов, и поэтому в юрско-меловых залежах сероводород отсутствует. Реконструированный состав «первичной» нефти месторождения Укатное, полученный в результате компьютерного моделирования, по распределению n-алканов С 9+ имел в своем составе легкие («потерянные») углеводороды (от 30 до 35 % от массы нефти). Оценка количества «потерянных» углеводородов на основе комплексного изучения количественного и качественного изменений (включая восстановление исходного состояния) всех основных углеводородных составляющих нефтей разных типов в результате потери ими легких углеводородов свидетельствует о том, что плотность данной нефти на первом этапе должна находиться в пределах 0,800 0,810 г/см 3 при стандартных условиях. Это плотность тенгизской нефти (0,7892 0,8055 г/см 3). Нами предложен способ разработки трудноизвлекаемой нефти из рассмотренных месторождений, который относится к области разработки нефтяных месторождений, преимущественно содержащих трудноизвлекаемые нефти. Представленный способ не имеет прямых аналогов и относится к методам повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей; является комбинированным из числа известных и широко применяемых методов паротеплового и газового (парогазового) воздействия на пласт (наиболее близкие аналоги предлагаемого способа), а также флюидных технологий. Предложенный способ повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей отличается следующим: 1) воздействие на пласт, содержащий неподвижную или малоподвижную нефть, осуществляется разогретой в природных условиях и под естественным большим давлением нефтегазовой смесью; 2) в пласт, вмещающий потерявшую растворенный газ и легкие компоненты нефть, закачивается генетически родственная легкая и агрессивная нефтегазовая смесь (внедряемая и остаточная нефть имеют единый источник образования); 6 0 В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова. Изучение возможности полного извлечения нефти

5 3) состав закачиваемой мультисистемы в пласт с проблемной нефтью создан самой природой на больших глубинах в условиях аномально высоких пластовых температур и давлений. Внедряемая мультисистема приводит к растворению трудноизвлекаемых компонентов остаточной нефти, разрушению нерастворимого в другой среде битума, смешиванию и вымыванию подвижных углеводородов (эффект брандспойта). На поверхность фонтанным способом выносится мультисистема, состоящая из смеси закаченной и остаточной нефти. Задача, на решение которой направлен описываемый способ, заключается в реализации современных требований по достижению максимально возможного извлечения нефти из пласта вообще и трудноизвлекаемой в особенности, энергосбережению, долговечности работы добывающих скважин и залежей. Основные признаки изобретения: наличие глубокозалегающих (например, подсолевых) отложений, система извлечения доставки закачки углеводородной смеси, неглубокозалегающие пласты с трудноизвлекаемой нефтью. Преимущества предложенной схемы закачки тенгизской нефти в юрские пласты: 1. Постепенный рост показателя извлечения нефти из проблемной залежи с первоначально тяжелой нефтью до полного ее извлечения. Закачиваемую под давлением нефть можно сравнить в данном случае с брандспойтом, чистящим резервуар. 2. Поскольку тенгизская нефть с большим содержанием сероводорода закачивается в терригенный пласт, где (в отличие от ее родных бедных металлами известняков) много окисного и закисного железа и других металлов, будет происходить процесс сероочистки тенгизской нефти за счет процессов редукции сероводорода с металлами с образованием сульфидов. При этом уменьшится нагрузка вредных и экологически опасных веществ на окружающую среду. 3. В связи с тем что тенгизская нефть будет внедряться в пласт под естественным повышенным давлением, пластовое давление в залежи возрастет и добыча нефти будет производиться фонтанным способом. 4. После полного извлечения северобузачинской нефти резервуар этого месторождения при необходимости может действовать как созданное природой и человеком подземное хранилище тенгизской нефти. IS IT POSSIBLE TO PRODUCE OIL THAT IS DIFFICULT TO RECOVER V.А. Bochkarev, S.B. Ostroukhov, А.V. Krashakova In article advantages of the developed way of pumping tengizsky oil in the Jurassic layers are shown. This way is combined of paroteplovy and gas impact on layer, and also fluid technologies. Key words: heavy oils, oil recovery, oil injection, desulfurization, oil storage tank. 6 1

УДК 552.578.1 (571.1) Л.С. Борисова, А.Н. Фомин, Е.А. Фурсенко ИНГГ СО РАН, Новосибирск ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн характеризуется

УДК 622.276 ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян Уфимский государственный нефтяной технический университет

Термогазовый способ разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть») В.И. Кокорев (ОАО «РИТЭК») «ЭНЕРКОН-2013» г. Москва, 26-28 июня 2013 г. Сущность

Исследование изменения физико-химических свойств добываемых нефтей на продуктивных горизонтах Ромашкинского месторождения в процессе разработки А.Э. Федорова (институт «ТатНИПИнефть») Ромашкинское нефтяное

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНАХ, ВСКРЫВШИХ ПЛАСТЫ С ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТЬЮ НЕФТИ М.В. Митрофанова (ТатНИПИнефть) Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНОГО СЫРЬЯ КАК НЕТРАДИЦИОННОГО ИСТОЧНИКА УВ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Н.А. Скибицкая, М.А. Политыкина, С.В Багманова, М.П. Трифонова

А.В. Шостак ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА учебное пособие Краснодар 2013 УДК 553.98(075.8) ББК 26.343я73 Ш79 Рецензенты В.А. Соловьев, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры региональной и морской

ХАРАКТЕРИСТИКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ НАГУМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Мязина Н.Г., Назырова Н.М. ФГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет», г. Оренбург 1592 Нагумановское нефтегазоконденсатное

Баженовская свита и трудноизвлекаемая нефть: перспективы освоения Гайдамака А.В. Вице-президент по отношениям с инвесторами II Национальный Нефтегазовый Форум 23 октября 2014 0 По данным EIA, наибольшая

МАТРИЧНАЯ НЕФТЬ КАК ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НА ТЕРРИТОРИИ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ Халитова Э.Г. Оренбургский государственный университет, г. Оренбург Для современного периода

3-я Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти» Многозабойные скважины при разработке месторождений высоковязких нефтей Разработали: Хакимов Данил, управление разработки

КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ: ОЦЕНКА ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИХ РАЗРАБОТКИ Писаренко Дмитрий Владиленович Введение Соглашение 14.581.21.0008 от 03.10.2014

2012 Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации Федеральное агентство по недропользованию Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ФГУП) ПОДХОДЫ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УПЛОТНЕННОЙ СЕТКИ СКВАЖИН ПРИ ДОРАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ АКИНЕЕВСКОГО ОПЫТНОГО УЧАСТКА АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ANALYSIS OF WELL GRID COMPACTION

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ КРИОДЕПРЕССИИ В НЕФТЕГАЗОНОСНОМ ПЛАСТЕ. КАК МЫ ДОБЫВАЕМ НЕФТЬ СЕГОДНЯ? СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ СООБЩЕНИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Г.В. Тараканов ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА АСТРАХАНСКОМ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ЗАВОДЕ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению

Разработка месторождений УДК 622.276. К.А. Щеколдин, специалист группы мониторинга проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов УНТР, ОАО «РИТЭК», e-mail: [email protected] Исследование возможностей

Исследования по определению градиентов давления сдвига и предельного разрушения структуры для высоковязкой нефти Татарстана М.М. Ремеев (институт «ТатНИПИнефть») Нефти множества продуктивных отложений

Объединенные Арабские Эмираты Международная научная конференция «Нефть и газ Туркменистана» - Дубай (13-14 марта 2013г.) О новых перспективах освоения углеводородных ресурсов Западного Туркменистана Ханчаров

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела

Раздел: инженерные науки Инновационные методы добычи высоковязких нефтей и битумов с поверхности Волик Александр Игоревич, аспирант кафедры РЭНГМиПГ, УГТУ, г. Ухта. Жангабылов Руслан Абдималикович, аспирант

Анализ состояния ресурсной базы углеводородного сырья ОАО «Татнефть» в республике Татарстан и пути ее восполнения за счет ГРР З.Р. Ибрагимова, А.М. Тимирова (институт «ТатНИПИнефть»), Научный консультант:

МАТРИЧНАЯ НЕФТЬ КАРБОНАТНЫЙ АНАЛОГ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая ИПНГ РАН, e-mail: [email protected] В конце 1980-х годов при исследованиях остатков из сепарационного оборудования

1 Для проведения корреляции нефть-нефть, нефтьрасеянное органическое вещество широко используют устойчивые соединения (биомаркеры): алканы нормального и изопреноидного строения, стераны и гопаны, металлопорфирины,

ИНВЕСТИЦИИ: ПЕРВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УКЛАДЫ (товар деньги товар) ПРОИЗВОДСТВО ТОВАР ВОЗВРАТ ИНВЕСТИЦИЙ ИНВЕСТИЦИИ: ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ НАУКИ ПОСЛЕДНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УКЛАДЫ ФУНДАМЕНТАЛЬНО- ОРИЕНТИРОВАННЫЕ ИННОВАЦИОННЫЕ

ВВЕДЕНИЕ Поисково-разведочные работы на Y площади проводились в три этапа. На первом этапе в период 1966-1967 г.г. на месторождении были пробурены скважины 131,132. В результате в скважины 131 из пласта

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА

С. 22-25 Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Верхнепечорской впадины тиманопечорской провинции Валиева Д.И. (ИПНГ РАН) Основное направление поиска и разведки залежей углеводородов в пределах

АКТУАЛЬНОСТЬ ОПЕРАТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА ДЛЯ УТОЧНЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ НА ПРИМЕРЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ И.В. Плешков, Ш.Ш. Нурматов, А.В. Толстиков, Д.Ю. Аулова (ООО «Газпром

Центральная ОАО «ЦЕНТРАЛЬНАЯ ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЭКСПЕДИЦИЯ» ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ ПУТЕМ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ОБЛАСТЬ Москва 213 г. Центральная

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ЛЕКЦИЯ 3. ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА Классификация Категория A B С1 С2 Запасы Определение - запасы

ОСВОЕНИЕ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ НЕФТЕЙ ДОЮРСКОГО НГК ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 1 Сунгурова О.Г., 2 Мазуров А.К. 1 ООО «Газпромнефть-Хантос», Ханты-Мансийск 2 Томский политехнический университет На примере трех месторождений

Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина ПРОГРАММА вступительных испытаний

ЭНЕРГИЯ ПЛАСТА Увеличение нефтеотдачи и КИН Сергей Угловский, Генеральный директор ООО «НПО Кинематика» Мусрет Намазов, Директор ООО «НПП «ЭкоЭнергоМаш» Как коэффициент извлечения нефти (КИН) связан с

УДК 553.98 ПРИМЕНЕНИЕ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПЛАСТА Ю 1 МАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Т.Г. Кузьмин, П.В. Молодых*, Д.Г. Наймушин**, А.А. Попов** Томский политехнический

ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА 2006 г. Выпуск 4. С. 41-45 УДК: 550361 УСЛОВИЯ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТЕЙ БАЖЕНОВСКОГО ТИПА В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА В.И. Исаев, Г.А. Лобова, П.А.

Перечень билетов для аттестации знаний абитуриентов по специальности 250012- Геология, поиски и разведки нефтяных и газовых месторождений (Казань-2012) Билет 1 1. Детальная корреляция разрезов скважин.

Ликвидация аварийных разливов нефти Раздел 1 Источники разливов нефти (Часть 1) План 1. Введение 2. Общая характеристика нефти 3. Российские месторождения нефти 4. Стадии разработки нефтяных месторождений

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК, 216, том 466, 3, с. 319 323 УДК 622.323 ГЕОЛОГИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ АДСОРБЦИОННО-СВЯЗАННОЙ НЕФТИ В ОБРАЗЦАХ КЕРНА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 216 г. Н. Н. Михайлов,

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Анализ неоднородного геологического строения Кутушского нефтяного месторождения Р.Р. Кабирова (институт «ТатНИПИнефть») Научный консультант: В.Н. Петров (институт «ТатНИПИнефть») Одной из главных задач

УДК 622.276 ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ В.В. Поплыгин, В.А. Мордвинов Пермский государственный технический университет

41 УДК 622.276.031:532.529.5.001.57 А.И. Брусиловский, И.О. Промзелев О методических подходах к уточнению PVT-свойств пластовой нефти двухфазных залежей Обоснование компонентного состава и PVT-свойств

Необходимость учета добычи нефти по скважинам пластам и участкам месторождения для обеспечения рационального недропользования Д.Ю. Крянев, С.А.Жданов, А.Д. Кузьмичев (ОАО «ВНИИнефть» им.а.п. Крылова) Рациональное

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА В СВЕРХКРИТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ Д.Г. Филенко, М.Н. Дадашев, В.А. Винокуров (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Е.Б. Григорьев

Использование суперкомпьютеров при поисках и разработке месторождений углеводородов Токарев М.Ю. Геологический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова 7 октября 2009 Как ищут, находят и добывают нефть и газ

УДК 622.276.53 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА АВАРИЙНОСТЬ УЭЦН Ишмурзин А.А. УГНТУ, г. Уфа Пономарев Р.Н. ЗАО «Центрофорс», г. Нижневартовск К геологическим факторам отнесены содержание механических

ОСОБЕННОСТИ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ЗАКАРСТОВАННЫХ ТЕРРИТОРИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ Н. Г. Максимович, М. С. Первова Естественнонаучный институт Пермского государственного университета 614990, г. Пермь, ул. Генкеля,

ЗАПОЛНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДАМИ ЛОВУШЕК В ТРЕХСЛОЙНЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ Е.Б. Риле, Д.И. Валиева ИПНГ РАН, e-mail: [email protected] Теория трехслойного строения природных резервуаров (ПР), разработанная В.Д.

Российская Федерация Открытое акционерное общество Тюменская Центральная лаборатория Аккредитованная аналитическая лаборатория газоконденсатных исследований N РОСС RU.0001.515830 ОТЧЕТ ЛАБОРАТОРНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

Раздел Инженерные науки Комплексный промысловый и аналитический контроль за разработкой газоконденсатного месторождения в условиях применения методов повышения конденсатоотдачи

Связь сернистости газов с литофациальными особенностями строения верхнеюрских карбонатных отложений Восточного Туркменистана Т. Иламанов, директор Научно-исследовательского геологоразведочного института

Российская Федерация Открытое акционерное общество «Пермоблнефть» ОТЧЕТ о результатах геологоразведочных работ, проведенных в 2011 году и планах на 2012 год (Приказ 1666 Роснедр от 19.12.2011 года) Пермь,

Слайд 1 ОБОСНОВАНИЕ ДЕБИТА И ПРОДУКТИВНОСТИ МЕТАНОИЗВЛЕКАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ПОЭТАПНОЙ ДЕГАЗАЦИИ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ ДОНБАССА Н.В. Жикаляк, канд. геол. наук, ГРГП "Донецкгеология" (Государственная служба геологии

О.В. Савенок ОПТИМИЗАЦИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ТЕХНИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ С ОСЛОЖНЁННЫМИ УСЛОВИЯМИ ДОБЫЧИ Монография Краснодар 2013 УДК 622.323-112.6 ББК 33.361-5

Slide 1 УПРАВЛЕНИЕ ЦИФРОВЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЕМ Оптимизация закачки пара при добыче высоковязкой нефти в интегрированном расчете Александр Харьковский, Schlumberger 6-8 июня 2017, Петергоф, Россия Тяжёлая нефть

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА БАЖЕНОВСКУЮ СВИТУ С УЧЕТОМ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ Н.Н. Диева, М.Н. Кравченко, Н.М. Дмитриев, А.В. Мурадов, Сун Баоджанг, Сян Хуа РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина,

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Международный

Об итогах реализации в 2007 2009 г. приоритетного направления «Рациональное природопользование» Реутов Борис Фёдорович Пучков Михаил Михайлович Федеральное агентство по науке и инновациям Корректировка

Методы подсчета запасов нефти и газа Аглямова А. Общие исследования для подсчета запасов нефти и газа Геологические исследования включают: проведение геологосъемочных работ с составлением геологических

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗОКОНДЕНСАТОВ ОРЕНБУРГСКОГО И УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ Мязина Н.Г., Барашков О.М. ФГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет», г. Оренбург

ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ УНИКАЛЬНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯКУТИИ В.Ф. Перепеличенко ИПНГ РАН Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) относится к уникальным по запасам газа и

УДК 622.276 Ерофеев А.А. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Пермский национальный исследовательский политехнический университет Приведены

СВОЙСТВА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ В БАЗЕ ДАННЫХ ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ГЕОЛОГИИ PROPERTIES OF OIL DIFFICULT TO RECOVER IN DATA BASE OF PETROCHEMICAL GEOLOGY DATA-PROCESSING

1. Цели освоения дисциплины Целью изучения дисциплины является формирование у студентов знаний и представлений о нефти, газе, горючих ископаемых, их происхождении и размещении в земной коре. Задачи дисциплины.

28/01/2014

В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.

Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.

Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.

Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.

События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.

В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.

Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.

На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.

У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.

Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.

Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.

(АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана)

Впервые термин «трудноизвлекаемые запасы» (ТрИЗ) появился в конце 70-х годов, за прошедший период накоплен достаточно большой опыт в изучении проблемы. Сложились представления о ТрИЗ, которые содержатся в залежах или частях залежей, характеризующихся неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти, аномальными физическими её свойствами, сформулированы количественные критерии отнесения запасов к этой категории.

Безусловно одним из наиболее эффективных показателей «трудноизвлекаемости» запасов является проницаемость коллекторов. В целях стимулирования освоения залежей с ТрИЗ в 2012 году Распоряжением Правительства РФ №700-р от 03.05.2012 г. было принято предложение Минэнерго по классификации проектов разработки участков недр, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти, по критериям проницаемости коллекторов или вязкости нефти в следующие четыре категории:

В целях стимулирования освоения залежей ТрИЗ Распоряжением Правительства предусматривается введение дифференцированной шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Льгота для самых сложных проектов планируется в течение 10 лет, она подразумевает НДПИ в размере от 0 до 10% от стандартной ставки. Для средней категории сложности льгота составит 10-30% на 7 лет, для более лёгких – от 30-50% на 5 лет.

Для оценки возможных последствий классифицирования проектов по указанным критериям автономным учреждением «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» был выполнен анализ соответствия вышеприведённых критериев параметрам залежей углеводородов, содержащихся в Государственном балансе по нефти месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Выявленные в балансе залежи ТрИЗ были дифференцированы по признакам лицензирования – распределённый/нераспределённый (РФН/НФН) фонд недр ХМАО, а также по литолого-фациальному и стратиграфическому признаку (группы пластов). После идентификации залежей ТрИЗ по ним была выполнена экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ.

Залежи сверхвязкой нефти на территории ХМАО-Югры поисково-разведочными работами не обнаружены, под утверждённые критерии проницаемости коллекторов в балансе запасов подпадает 386 залежей 96 месторождений с суммарными начальными геологическими (НГЗ)/извлекаемыми (НИЗ) запасами 6517/1771 млн т, 78% которых находится в РФН округа. Качество запасов достаточно высокое – доля промышленных категорий составляет 44/51%.

Наибольшая часть трудноизвлекаемых запасов нефти (74%) оказалась сосредоточенной в первой и третьей категориях ТрИЗ РФН ХМАО (рис.1), на долю которых приходится 97% накопленной добычи нефти по всем залежам ТрИЗ, степень выработки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составляет 15%.

Доля запасов промышленных категорий (АВС1) в первой и третьей категориях ТрИЗ достаточно высока – 67%, во второй категории составляет 30%.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по залежам ТрИЗ, вне зависимости от их расположения на участках недр (РНФ, НФН), составляет от 0.050 до 0.490 при среднем значении 0.272, разница в КИН запасов промышленных/непромышленных категорий незначительна – 0.293/0.237.

На долю залежей с трудноизвлекаемыми запасами приходится 1.4% накопленной с начала разработки добычи нефти по ХМАО-Югре. Степень выработки запасов по залежам РФН в категориях ТрИЗ примерно одинакова, варьирует в диапазоне 11-20% и составляет, в среднем, 12%, добыча нефти из залежей НФН практически не велась.

По литолого-фациальному и стратиграфическому признаку залежи ТрИЗ дифференцированы по девяти группам пластов, около половины суммарных трудноизвлекаемых запасов категорий АВС 1 +С 2 сосредоточено в группе пластов АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 (48.5%), 22.6% и 15% – в отложениях баженовской и тюменской свит (рис.2).

Залежи характеризуются достаточно высокой долей запасов промышленных категорий — 59-84% (кроме пластов АВ 1 , АК 1 , Ю 1 и Ю 2-9) и значениями КИН – 0.210-0.350 (кроме пласта АК 1 фроловской свиты).

Рис.2. Дифференциация трудноизвлекаемых запасов нефти АВС 1 +С 2 по группам пластов залежей ТрИЗ месторождений ХМАО-Югры

Результат дифференциации залежей ТрИЗ по пластам не совсем привычен с позиции традиционного распределения объектов ХМАО по их сложности – АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 никогда не входили в число «трудных», что подтверж дается достаточно высокими значениями КИН залежей (0.327), утверждённых ГКЗ Роснедра при Госэкспертизе запасов.

Рис.3. Распределение степени выработки извлекаемых запасов нефти АВС 1 залежей ТрИЗ по пластам

Результаты оценки по доюрскому комплексу (Красноленинское месторождение, Шаимский НГР) неожиданные, поскольку эти залежи являются для Западной Сибири сложным по строению объектом с коллекторами порово-трещинно-кавернозного типа. В этой оценке, скорее всего, проблема с достоверностью подсчёта запасов углеводородов объекта и определения подсчётных параметров коллекторов, включая проницаемость, а также в корректности распределения добываемой нефти единого по гидродинамике резервуара залежи между его терригенной частью и доюрскими отложениями.

Экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ в зависимости от категории проектов была выполнена в соответствии с прогнозом добычи по вовлечённым и невовлечённым запасам РФН ХМАО-Югры. В расчётах были заложены текущие экономические условия по мировой и внутренней цене нефти, курсе доллара и доле экспорта. Исключение составили текущие затраты на добычу, принятые по осреднённым данным компаний, равными 5.3 тыс. руб./т, как средние фактические затраты на добычу нефти из пласта Ю0 баженовской свиты (объект с трудноизвлекаемыми запасами). Этот показатель более чем в два раза превышает среднюю величину затрат на добычу нефти по автономному округу.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти в рамках действующей налоговой системы, в первую очередь, при существующем порядке расчёта ставки НДПИ, по всем категориям оказалась неэффективной.

В результате принятия льгот по проектам всех категорий чистая прибыль недропользователей становится положительной на период введения льготы, суммарная величина может изменяться от 1.30 млрд руб. до 220.14 млрд руб., значение которой остаётся отрицательным для первой категории и положительной для второй и третьей.

Сопоставление выпадающих доходов бюджета и дополнительных налоговых поступлений свидетельствует о том, что окупаемость расходов государства, выраженных льготой по НДПИ, колеблется от 12 до 19 лет для первой и второй категорий проектов, для третьей – расходы государства не окупаются.

Накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета принимает положительное значение только для первой категории проектов в 2029 году при установлении минимального размера льготы и к 2030 году может составить 4.94 млрд руб. (рис.4). Для второй и третьей категорий проектов в течение всего срока прогнозирования накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета не принимает положительного значения.

В целом вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ от 479.08 млрд руб. до 562.55 млрд руб. Бюджет автономного округа при этом дополнительно получит от 33.78 млрд руб. до 41.71 млрд руб. в части налога на прибыль. Итоговое изменение доходов государства в результате применения льготы в целом по категориям может составить от -186.78 млрд руб. до -115.07 млрд руб. (рис.5).

При изменении макроэкономических условий, в частности, при увеличении мировой цены на нефть, условные затраты государства (льготы) увеличиваются (рис.6). В случае установления минимального размера льготы дополнительные поступления налогов и платежей в консолидированный бюджет покрывают величину льготы при снижении цены на 30%, а при максимальном размере льготы – при 40%.

Экономические расчёты показали следующее:

Разработка залежей ТрИЗ при введении дифференцированной шкалы экономически эффективна лишь на период действия льготы. Таким образом, целесообразно рассмотрение вариантов увеличения льготного периода или установление нулевой ставки НДПИ на этот же период, что, однако, может оказать негативное воздействие на федеральный бюджет, поскольку доходов от дополнительной добычи может оказаться недостаточно для покрытия убытков государства.

Проведённая оценка экономических результатов на основе прогноза добычи нефти по вовлечённым и невовлечённым запасам ХМАО-Югры показала, что их разработка становится эффективной для недропользователей по проектам второй и третьей категории, по проектам первой категории суммарная чистая прибыль сохраняет отрицательное значение.

Вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ, однако при обеспечении стимулирующей функции нововведений, которая может проявиться в увеличении добычи трудноизвлекаемой нефти (вовлечении новых залежей), доходы от дополнительной добычи углеводородов покроют величину выпадающего налога по проектам первой и второй категорий.

С увеличением налогооблагаемой прибыли недропользователей при льготировании НДПИ будет происходить пополнение доходной части бюджета Ханты-Мансийского автономного округа-Югры региона за счёт роста налога на прибыль организаций.

Сроки окупаемости условных затрат государства (льгот) будут напрямую зависеть от масштабности вовлечения новых участков и получения дополнительной добычи.

Что касается утверждённых Распоряжением Правительства РФ критериев дифференциации месторождений по «трудноизвлекаемости», необходимо отметить сомнения в части их эффективности, которые возникли в результате вышеприведённого анализа материалов залежей ТрИЗ.

Первое. Выделение залежей ТрИЗ только по значению проницаемости является необходимым, но недостаточным. Судя по опыту предыдущих исследований этой проблемы, характеристика сложности залежей углеводородов должна быть более всесторонней.

Определённые Распоряжением Правительства РФ диапазоны проницаемости в категориях ТрИЗ слишком незначительны и сопоставимы с погрешностью оценки этого параметра по керну (рис.7), которая значительно зависит от методики и технологии измерений, применяемых установок, наличия сертификации, поверок оборудования и прочих условий.

В силу значительной погрешности определения проницаемости дифференциация залежей ТрИЗ на категории в значительной степени условна, что подтверждается нелогичными результатами их идентификации по пластам и оценки экономической эффективности для недропользователей.

Следствием применения критериев Минэнерго являются неоднозначные результаты выделения залежей ТрИЗ в данных Госбаланса по месторождениям ХМАО-Югры:

Выделенные по критериям залежи ТрИЗ характеризуются значительной долей запасов промышленных категорий и достаточно высокими значениями коэффициентов извлечения нефти, достигающими по некоторым из них величин 0.300-0.488;

В группе пластов с высокими КИН, в которую входят почти все объекты, за исключением АВ 1 , АК 1 и ДЮК, содержится 46% суммарных начальных извлекаемых запасов промышленных категорий АВС 1 .

Разработка залежей с такими значениями КИН не должна быть проблемной и сопровождаться дополнительными экономическими стимулами.

Одной из причин неоднозначных результатов, полученных при выделении залежей ТрИЗ, является невысокая достоверность содержащихся в Госбалансе данных по проницаемости коллекторов. Значения проницаемости коллекторов заносятся в Госбаланс (форма 6-гр) компаниями по итогам Госэкспертизы в ГКЗ Роснедра результатов подсчётов и пересчётов запасов нефти месторождений. Поскольку значения проницаемости коллекторов подсчётным параметром не являются, уровень его геологической экспертной оценки невысок, не уделяется должного внимания и при занесении этого параметра в данные Госбаланса.

В результате сложившейся процедуры экспертной оценки параметров и запасов в данных Госбаланса по ХМАО-Югре оказались 1274 залежи, по которым характеристика коллекторов по проницаемости отсутствует, 90% этих залежей находится в распределённом фонде недр округа. Суммарные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти этих залежей сопоставимы со всеми категориями ТрИЗ, в которых значения проницаемости определены, и составляют 6283/1766 млн т. На эту группу приходится 3.2% добытой по округу с начала разработки нефти, степень выработки запасов составляет в среднем по всем залежам 35%.

До введения налоговых льгот необходимо как минимум выполнить проверку и корректировку в данных Госбаланса тех параметров (в данном случае проницаемости), на которых основывается экономическое стимулирование освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в ХМАО-Югре.

Второе. Очевидна недостаточность одного параметра, с помощью которого предлагается выделять залежи ТрИЗ, в связи с чем необходимо вспомнить, что наиболее всеобъемлющая характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти была дана в разработанной Халимовым Э. М. и Лисовским Н. Н. «Классификации …», утверждённой ЦКР в 2005 году.

Все геологические и технологические критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым в этой «Классификации …» объединены в пять групп по геологическим (аномальные свойства нефтей и газов, низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов, латеральная и вертикальная неоднородность пластов, свойства различных типов контактных зон), технологическим (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Для повышения достоверности идентификации залежей ТрИЗ необходима постановка на федеральном уровне научноисследовательских работ с выработкой методики комплексного учёта всех факторов, осложняющих промышленную разработку этих залежей, а также обоснование необходимых изменений в нормативно-правовые акты недропользования с целью стимулирования освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

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»