Закон Государственного Совета Республики Татарстан от 17.06.2015 № 41-ЗРТ

Таблица 7

Объем добычи нефти, эксплуатационного бурения и ввода новых добывающих скважин

Наименование показателя/годы		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2014- 2030
ОАО "Татнефть"	Добыча нефти, тыс. тонн в том числе	26223	26547	27363	28061	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	27000	459194
	Ашальчинское месторождение СВН, тыс. тонн	237	382	631	813	1522	1875	2365	2550	2726	2918	3074	3189	3336	3500	3653	3783	3940	40494
	Эксплуатационное бурение*, тыс. метров	410	663	640	456	637	478	607	436	523	466	481	462	482	485	492	501	496	8715
	Ввод новых добывающих скважин	265	558	539	231	424	279	401	236	322	277	300	288	312	320	333	333	339	5757
	Бурение вторых боковых стволов (БС, БГС)	61	65	65	67	69	70	70	75	80	80	82	82	85	90	90	90	90	1311
МНК	Добыча нефти, тыс. тонн	6863	6521	6500	6500	6500	6500	6500	6500	6500	6500	6500	6500	6428	6318	6234	6140	6057	109561
	Эксплуатационное бурение, тыс. метров	266	279	277	282	288	274	280	247	271	241	257	241	217	213	212	206	205	4256
	Ввод новых добывающих скважин	241	248	258	244	249	246	242	225	244	232	233	222	209	201	199	195	198	3886
Всего по PT	Добыча нефти, тыс. тонн	33086	33068	33863	34561	33500	33500	33500	33500	33500	33500	33500	33500	33428	33318	33234	33140	33057	568755
	Эксплуатационное бурение, тыс. метров	676	942	917	738	925	752	887	683	794	707	738	703	699	698	704	707	701	12971
	Ввод новых добывающих скважин	506	806	797	475	673	525	643	461	566	509	533	510	521	521	532	528	537	9643

* - с учетом бурения на СВН

Первоочередные резервы прироста запасов и добычи нефти в Республике Татарстан приведены в таблице 8.

Таблица 8

Потенциал увеличения запасов углеводородов и нефтедобычи в Республике Татарстан

Мероприятия и ресурсы	Ожидаемые результаты
Традиционные нефтяные объекты
Инновационное проектирование разработки
По крупнейшим месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки: применение новых методов геологических исследований пород и пластовых флюидов, новых методов геофизических и гидродинамических интерпретаций скважин; создание новых геолого-гидродинамических моделей; применение новых систем разработки; внедрение новейших МУН на высокообводненных участках залежи, специальных режимов эксплуатации, автоматизированных систем контроля и учета водопотребления; разработка способов извлечения части остаточных запасов нефти	Прирост извлекаемых запасов около 1 млрд. тонн. Увеличение КИН с 0,4-0,5 до 0,6-0,7
По мелким и средним месторождениям, дающим более 38% добычи Республике Татарстан: разработка залежей в карбонатных коллекторах (балансовые запасы - 2,6 млрд. тонн, извлекаемые - 440 млн. тонн, КИН - 0,17, от 0,11 до 0,25); разработка залежей нефти повышенной вязкости и высоковязких нефтей (КИН - от 0 до 0,3)	Прирост извлекаемых запасов на 400 млн. тонн. Увеличение КИН до 0,25-0,4

3.4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан

Дальнейшее развитие нефтедобычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, связано с решением задач:

повышения нефтеизвлечения дренируемых запасов;

обеспечения ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти путем внедрения третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Широкое применение осваиваемых нефтяными компаниями Татарстана технологий горизонтального бурения (горизонтальные скважины, разветвленные горизонтальные скважины, многозабойные скважины, боковые стволы), одновременно-раздельная эксплуатация скважин и тепловые методы позволяют эффективно наращивать добычу нефти из дренируемых запасов.

На малоэффективных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимы совершенно новые подходы к разработке. Главным условием обеспечения их рентабельной разработки является выделение оптимальных размеров эксплуатационных объектов с близкими коллекторскими свойствами, типом коллекторов и насыщающих их флюидов. В условиях Республики Татарстан наибольшее применение нашли разработанные специалистами Татарстана комплексные технологии повышения эффективности разработки залежей нефти:

в слабопроницаемых и глинистых терригенных коллекторах;

в терригенных коллекторах, содержащих ВВН;

в карбонатных коллекторах.

Планируемые до 2030 года объемы дополнительной добычи нефти за счет МУН и обработки призабойной зоны (далее - ОПЗ) показаны соответственно на рисунке 5.

"Рис. 5. Планируемые до 2030 года объемы дополнительной добычи нефти за счет МУН и ОПЗ"

На рисунке 6 приведены направления обеспечения воспроизводства запасов по МНК до 2030 года.

"Рис. 6. Направления обеспечения воспроизводства запасов по МНК"

Перспективный объем добычи нефти, по экспертным данным Академии наук Республики Татарстан, в целом по республике, по ОАО "Татнефть" и МНК представлен на рисунке 7.

"Рис. 7. Добыча нефти по Республике Татарстан до 2030 года"

В целях обеспечения устойчивой нефтедобычи, расширенного воспроизводства запасов углеводородного сырья необходимо:

провести всем МНК детальный анализ фактического состояния дел с приростом запасов за счет ГРР, повышения КИН, определив реальные приросты за счет ГРР и реальные извлекаемые запасы при выполнении принятых проектных решений по имеющимся методам;

провести детальный анализ извлекаемых запасов по месторождениям с дифференциацией их по выделенным группам и категориям;

уточнить геолого-гидродинамические модели с новым подходом;

запроектировать на этой основе новые системы разработки, обеспечивающие как минимум утвержденные значения КИН либо более высокие с учетом новых инновационных подходов. Одновременно необходимо провести работу по объективной оценке дополнительной добычи отдельно за счет МУН и ОПЗ.

Для определения адресной стратегии развития все МНК Республики Татарстан можно разделить на три категории (таблица 9):

низкие темпы разработки и достаточно высокая степень обеспеченности запасами нефти;

сравнительно высокие темпы разработки при низкой обеспеченности запасами нефти;

крайне низкие темпы разработки при высокой обеспеченности запасами нефти.

Таблица 9

Характеристика МНК Республики Татарстан в разрезе категорий

Наименование МНК	Начальные извлекаемые запасы, тыс. тонн	Накопленная добыча нефти, тыс. тонн	Текущие извлекаемые запасы, тыс. тонн	Запасы нефти, тыс. тонн		Добыча нефти в 2013 году, тыс. тонн	Обеспеченность запасами, лет	Темп от текущих извлекаемых запасов, %	Прирост запасов в 2013 году, тыс. тонн	Средний дебит по нефти, тонн/ сутки
				С2	С3
МНК с низкими темпами разработки
ЗАО "Татнефтеотдача"	33382	5147	28235	3404	104	529,1	53	1,87	25	5,1
ОАО "СМП-Нефтегаз"	11088	5318	5770	296	670	307,2	19	5,32	40	4,7
ОАО "ГРИЦ"	4276	1386	2890	752	230	107,0	27	3,70	55	2,6
ОАО "Меллянефть"	3160	1116	2044	147	2906	71,0	29	3,47	49	3,8
ОАО "Татойлгаз"	18323	6695	11628	1265	1346	410,5	28	3,53	87	3,2
"ТНП-Зюзеевнефть"	16568	5433	11135	59	-	340,7	33	3,06	-	4,4
ОАО "Татнефтепром"	25622	7342	18280	544	-	261,7	70	1,43	6311	2,4
ТПП "ТатРИТЭКнефть"	69841	12323	57518	10367	7224	966,3	60	1,68	806	6,8
ЗАО "Кара-Алтын"	40433	7531	32902	3386	-	510,1	65	1,55	2181	3,5
ООО "ВУМН"	11936	3212	8724	1229	-	175,6	50	2,01	-	5,4
ОАО "Шешмаойл"	21539	5041	16498	3038	761	410,6	40	2,49	3737	3,0
ОАО "Иделойл"	11736	1911	9825	150	161	176,0	56	1,79	-	2,5
ОАО "Кондурчанефть"	6249	837	5412	468	-	66,4	82	1,23	66	2,3
ОАО "Булгарнефть"	8568	2667	5901	1204	-	173,2	34	2,94	729	4,7
	282721	65959	216762	26309	13402	4505,3	48	2,08	13999	-
МНК с проблемами обеспеченности запасов нефти
ЗАО "Татех"	17895	8615	9280	3801	657	461,2	20	4,97	31	3,0
ЗАО "Алойл"	7170	3175	3995	1689	-	277,4	14	6,94	-	4,1
ООО "Татнефть-Геология"	5409	1931	3478	364	-	169,6	21	4,88	1110	7,6
ЗАО "Геотех"	3998	1631	2367	1548	707	116,4	20	4,92	30	4,9
ОАО "Акмай"	386	146	240	37	-	17,4	14	7,25	-	4,2
ЗАО "Геология"	5395	2664	2731	382	430	177,6	15	6,50	15	3,3
ООО "ТНГК-Развитие"	9006	4843	4163	2347	-	233,3	18	5,60	-	5,3
ЗАО "Охтин-Ойл"	6448	3573	2875	414	-	180,0	16	6,26	-	5,5
ЗАО "Троицкнефть"	9878	2729	7149	941	-	239,3	30	3,35	128	4,5
ОАО "МНКТ"	7525	2493	5032	573	-	121,9	41	2,42	-	3,6
	73110	31800	41310	12096	1794	1993,9	21	4,83	1314	-
Проблемные МНК
ООО "Карбон-Ойл"	5071	300	4771	2386	112	38,5	124	0,81	-	2,0
ОАО "Елабуганефть"	1490	328	1162	-	-	15,9	73	1,37	-	2,0
ОАО "Нократойл"	660	113	547	-	-	6,3	87	1,15	-	2,2
ООО "Трансойл"	6517	1813	4704	950	713	144,6	33	3,07	-	3,6
ООО "Нурлатская нефтяная компания"	1206	21	1185	181	-	3,3	361	0,28	-	1,8
ЗАО "Макойл"	1269	200	1069	45	-	17,2	62	1,61	-	1,5
ЗАО "Селенгушнефть"	1550	107	1443	570	1402	9,7	149	0,67	-	1,7
ЗАО "ВЕЛЛойл"	588	22	566	548	334	4,1	139	0,72	-	2,4
ОАО "Дружбанефть"	1116	238	878	30	2015	21,6	41	2,46	169	2,3
	19467	3142	16325	4710	4576	261,1	63	1,60	169	-