Самые крупные нефтяные месторождения России: ТОП-10
Уникальные запасы нефтяных месторождений — более 300 млн т нефти — в России не редкость. В своей работе «Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России» коллектив авторов из Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН называет 20 месторождений, запасы которых превышают 300 млн т нефти, все они открыты ещё в советское время.
В последние годы уникальное по запасам месторождение было найдено только одно: в 2020-м году «Роснефть» поставила на баланс госкомиссии по запасам Западно-Иркинское месторождение с 511 млн т. В эксплуатацию оно ещё не введено.
Портал nprom.online составил список из 10 самых крупных нефтяных месторождений России по начальным геологическим запасам (на момент открытия). Отметим, что актуальные данные по запасам постоянно пересматриваются по результатам продолжающихся геологоразведочных работ, и чаще всего эта информация остаётся для внутреннего пользования.
Самотлорское месторождение — 3,673 млрд т (ХМАО-Югра)
Самотлор — это символ советской нефтяной промышленности. В июне 1965 года именно здесь был получен дебит более тысячи т нефти в сутки, который подтвердил колоссальные запасы месторождения. Подготовка месторождения к запуску заняла всего 4 года, и в 1969 году нефть там стали добывать в промышленных масштабах. В начале 80-х годов Самотлор давал больше четверти всей добычи по стране — 158 млн т в год.
Однако к настоящему времени легкоизвлекаемые запасы Самотлорского месторождения уже на исходе: добыча к 2017 году снизилась до 18,7 млн т в год из-за высокого содержания воды в добываемой жидкости.
Современные технологии позволяют достаточно эффективно бороться с высокой обводнённостью. На месторождении «РН-Самотлорнефтегаз» («Роснефть») внедрил систему оптимизации добычи: специальные алгоритмы дают возможность просчитать, в каком режиме осуществлять отбор нефти, чтобы это было экономически выгодно. Для этого используются удалённое управление объектами нефтедобычи, повышение энергоэффективности, рациональное управление персоналом, круглосуточное использование беспилотных летательных аппаратов для контроля за производственными объектами.
Инновации внедряются и на этапе разработки: сейчас 70% фонда скважин из 15 тысяч — горизонтальные, и на них для увеличения притока проводится гидроразрыв пласта.
Не прекращается и геологоразведка, которая позволяет отыскать пропущенные залежи, оценить потенциал краевых участков и с помощью их введения в отработку продлить жизнь месторождению-гиганту.
Ромашкинское месторождение — 2,590 млрд т (Республика Татарстан)
Одно из крупнейших месторождений страны — Ромашкинское. Его история началась в 40-е годы, первую скважину, которая дала приток нефти в 120 т, пробурили в 1946 году. Геологи не сразу поняли масштаб открытия, и только дальнейшая геологоразведка помогла осознать, что обнаруженная нефть находится на окраине гигантского месторождения.
Сейчас его разработку ведёт «Татнефть», оно является крупнейшим активом компании. За десятки лет эксплуатации участок недр получил высокую степень выработанности запасов, однако благодаря современным технологиям и доразведке добычу там намерены продлить до 2130 года.
«Татнефть» делает ставку не только на современную конструкцию скважин: на месторождении активно применяют химические методы повышения нефтеотдачи, когда реагенты помогают вытеснять нефть из пласта.
Увеличить запасы должна и дальнейшая геологоразведка. Нефтяники намерены исследовать глубины 6-7 тысяч м.
Приобское месторождение — 1,973 млрд т (ХМАО-Югра)
Приобское месторождение на момент открытия находилось в России на третьем месте по начальным геологическим запасам. Нефть из недр извлекают три компании — «РН-Юганскнефтегаз» (входит в «Роснефть»), «Газпромнефть-Хантос» и структуры «РуссНефти».
Месторождение было открыто в 1982 году, в 1988 году на левом берегу начали добычу. Несмотря на огромные запасы, расцвет месторождения пришёлся на начало 2000-х — именно тогда уровень технологий позволил эффективно отбирать нефть.
Дело в том, что породы, в которых находится нефть Приобского месторождения, отличаются низкой проницаемостью: поры в них настолько малы, что приходится использовать специальные технологии добычи: бурить не вертикальные, а горизонтальные скважины, чтобы увеличить зону контакта с нефтяной залежью; использовать гидроразрыв пласта (ГРП), чтобы создать в породе дополнительные трещины, по которым нефть может идти к зоне забоя скважины.
Так, «Юганскнефтегаз» в 2021 году пробурил на месторождении горизонтальную скважину протяжённостью 6196 метров, при этом длина горизонтального участка составила 3034 м. Для организации притока пришлось провести 30-стадийный гидроразрыв пласта. Это является достаточно большим исключением: как правило, нефтяники обходятся 1-3 стадиями ГРП.
Все эти меры позволяют активу «Роснефти» добывать около 20 млн т нефти.
«Газпромнефть» тоже активно вкладывает средства в высокие технологии. Помимо горизонтальных скважин и ГРП, используются двухколонные добывающие конструкции, которые позволяют экономить на бурении. Компания взялась за освоение Приобки в 1999 году. Поначалу добыча была невелика — всего 500 тысяч т нефтяного эквивалента в год, однако сейчас её удалось вывести на показатель 26 тысяч т нефтяного эквивалента в сутки, что в год даёт 10 млн т.
Сейчас Приобское месторождение — это один из основных добывающих активов «Газпромнефть-Хантос».
Красноленинское — 1,345 млрд т (ХМАО-Югра)
Красноленинское месторождение с его колоссальными запасами было открыто ещё в 50-х годах ХХ-го века: последовательно были обнаружены участки, богатые нефтью — Ай-Торский, Ем-Еговский, Елизаровский, Пальяновский. На них производили геологоразведочные работы и бурились поисково-разведочные скважины. Оказалось, что на всех участках находятся отложения тюменской свиты, и в начале 80-х было принято решение объединить их в одно месторождение — Красноленинский свод.
В 80-е годы на Красноленинском месторождении началась промышленная добыча углеводородов.
Как основную часть советского наследия, участок недр на Талинской и Ем-Еговской площадях ныне разрабатывает структура «Роснефти» — «РН-Няганьнефтегаз». Со времён Союза продолжается изучение месторождения. Сейчас там выявлены отложения абалакской и баженовской свит, запасы которых, наряду с тюменской свитой, считаются трудноизвлекаемыми.
Восточно-Каменное месторождение, входящее в Красноленинский свод, принадлежит «РуссНефти». На пик добычи — 1,5 млн т в год — компания намерена выйти к 2029 году.
Пальяновской площадью занимается «Газпромнефть-Хантос». Там организован полигон для отработки технологий и создания оборудования для коммерчески эффективного извлечения баженовской свиты.
Несмотря на огромные запасы, уровень развития технологий пока не позволяет сделать их рентабельными, и расцвет Красноленинского месторождения ещё впереди.
Фёдоровское — 803,8 млн т (ХМАО-Югра)
Фёдоровское месторождение было открыто в 1971 году — 18 августа здесь забил первый фонтан нефти. В 1973 году его уже запустили в эксплуатацию, в 1974-м, спустя полтора года, добыли первый миллион т нефти.
Высокий уровень добычи объясняется строением месторождения: оно состоит из 20 пластов, которые содержат в себе 130 залежей нефти. Это самый большой в Западной Сибири этаж нефтеносности.
Сейчас месторождение разрабатывает «Сургутнефтегаз». Как и на всех зрелых месторождениях, основной проблемой является высокая обводнённость. Эксперты ГКЗ ещё в 2017 году сообщали, что на Фёдоровском месторождении она составляет 95% — то есть из скважин идёт в основном вода с примесью нефти.
Чтобы улучшить ситуацию, на Фёдоровском месторождении активно применяют методы повышения нефтеотдачи.
Мамонтовское — 717,8 млн т (ХМАО-Югра)
Мамонтовское месторождение открыли в 1965 году, в промышленную разработку ввели спустя 5 лет — в 1970-м. В пик развития западносибирских месторождений Мамонтовское было вторым по добыче после Самотлора. В 1986 году там был поставлен рекорд — 35 млн т нефти в год.
Сейчас Мамонтовское месторождение разрабатывает «РН-Юганскнефтегаз», и месторождение всё ещё является важным в активе компании, но в масштабах страны довольно рядовым — сейчас там добывают 4,3 млн т в год.
По данным «Юганскнефтегаза», сейчас на месторождении работают около 2 тысяч скважин. Чтобы поддерживать добычу, активно применяется технология ЗБС — зарезки бокового ствола, когда в уже имеющихся скважинах делают новые «ветки» к продуктивным пластам. Таким образом реконструированы 290 скважин.
Дальнейший потенциал развития месторождения связан с трудноизвлекаемыми запасами — к разработке готовят юрские отложения.
Приразломное — 638,1 млн т (ХМАО-Югра)
Приразломное — ещё одно крупное месторождение, которое разрабатывает «РН-Юганскнефтегаз». Его история началась в 1982 году: первая скважина дала приток нефти в 4,8 т в сутки. Спустя 4 года его ввели в эксплуатацию.
К 2024-му году из недр извлекли 170 млн т нефти. Про уровень годовой добычи «Роснефть» сообщала в 2017-м — он был весьма солидным — более 9 млн т в год.
Перспективы Приразломного связаны с трудноизвлекаемыми запасами. Сейчас этот участок недр — своеобразный полигон для отработки технологий нефтедобычи.
Здесь тестируется эффективность новых методов строительства скважин, технологий и оборудования, которые позволяют сократить сроки бурения. Для увеличения нефтедобычи применяется реконструкция скважин методом ЗБС, при которой строятся новые ответвления к залежам. Также приток увеличивают с помощью создания трещин в породе методом ГРП.
Уренгойское — 602,3 млн т (ЯНАО)
Уренгойское месторождение — самое крупное по запасам газа, однако здесь имеются и значительные нефтяные ресурсы. Его разработкой занимается «Газпромнефть-Заполярье».
Уренгойское месторождение — это технически сложный проект, потому что нефть там добывают из ачимовских отложений. Их характеризуют глубокое залегание — 3500 м, низкая проницаемость, аномально высокое пластовое давление и температура недр в 110 градусов.
«Газпром нефть» видит в ачимовских отложениях большие перспективы, потому что они содержат колоссальные запасы «чёрного золота», и с середины 2010-х годов ищет ключи к их рентабельной разработке.
Как и на многих месторождениях, где породы имеют небольшую величину пор, эффективными оказались гидроразрыв пласта и строительство горизонтальных скважин.
Сейчас на Уренгойском месторождении функционируют три опытных участка ачимовки.
Юрубчено-Тохомское — 526 млн т (Красноярский край)
Юрубчено-Тохомское месторождение — самое старое на планете. Нефтяные коллекторы находятся в породах, возраст которых превышает миллиард лет. Древность месторождения влияет на характеристики нефти — это нефть, близкая к эталонному сорту Brent — с малым содержанием серы, водорода, смолы и парафинов, что хорошо для получения из неё нефтепродуктов. Кроме того, она имеет невысокую степень обводнённости, и это делает её привлекательной для добычи.
Месторождение было поставлено на баланс госкомиссии по запасам в 1984 году. Сейчас разработкой месторождения занимается «Востсибнефтегаз» (структура «Роснефти»). В эксплуатацию введена пока только одна залежь из имеющихся девяти — Юрубченская.
Но месторождение имеет высокий потенциал: в 2022 году там была построена многозабойная (разветвлённая) скважина, дебит которой составил 603 м³ в сутки — показатель, значительно уступающий золотым временам Западной Сибири, но сейчас очень перспективный. Он стал рекордом за всю историю геологического изучения месторождения.
Сейчас по итогам изучения недр предстоит создать дальнейший план по освоению запасов месторождения.
Арланское — 508,6 млн т (Башкортостан)
Арланское месторождение — одно из старейших на территории страны. Его ввели в эксплуатацию в 1958 году. Открыто оно было за три года до этого, но подготовка добычи потребовала качественной организационной работы: до его запуска в Советском Союзе не было опыта разработки месторождений высоковязкой и высокосернистой нефти.
Участком недр занимается «Башнефть» (входит в «Роснефть»). Если на начальных этапах стояла задача найти технологии извлечения высоковязкой нефти, то теперь к ней добавилась и борьба с главной проблемой зрелых месторождений — высокой обводнённостью.
Чтобы поддерживать добычу, на Арланском месторождении активно внедряются современные технологии: горизонтальные скважины с многостадийным ГРП. Всё это в период с 2009 по 2019 год позволило увеличить средний дебит нефти на скважину на 73%.
Ванкорское — 439 млн т (ХМАО-Югра, Красноярский край)
Ванкорское месторождение разрабатывается уже 15 лет. Открыли его 36 лет назад, однако долгое время проект был неинтересен компаниям из-за полного отсутствия инфраструктуры. Однако теперь участок недр стал центральным во флагманском проекте «Роснефти» «Восток ойл». На нём разместится инфраструктура для подготовки нефти, которую добывают на соседних месторождениях — это так называемый кластерный метод освоения.
Нефть на объекты Ванкора поступает с Сузунского, Лодочного и Тагульского месторождений, в перспективе — Ичемминского.
Добыча Ванкорского кластера в 2023 году составила 14,8 млн т нефти и газового конденсата. За всё время из недр извлечено уже 264 млн т нефти (по состоянию на февраль 2024 года).
Добычу здесь отличает максимально низкая себестоимость — $2,5 доллара за баррель. Это следствие как раз кластерного освоения, модульного строительства и использования передовых технологий добычи.
