Ресурсная база «Роснефти»
Геологоразведочные работы на суше Российской Федерации
Стратегические цели программы ГРР Компании
- Обеспечение 100 % восполнения запасов жидких углеводородов (ЖУВ).
- Повышение успешности поисково-разведочного бурения до 95 % к 2022 году за счет развития технологий и инновационных решений.
Новые технологии ГРР
Компания «Роснефть» совместно с ВР и WG ведет разработку уникальной системы регистрации сейсмических данных, аналогов которой нет в мире. Впервые в мире в России были проведены зимние тестовые работы 3D в Западной Сибири, на Ай-Яунском лицензионном участке. Съемка проводилась параллельно с производственными работами по стандартной методике. Обработка полученных данных полностью завершена. Результаты превзошли ожидания: значительно повысилась геологическая информативность, производительность, доказана возможность проведения работ в эксклюзивных зонах.
Для повышения успешности поисково-разведочного бурения продолжилось поэтапное внедрение передовых технологий обработки и интерпретации сейсмических данных. В частности, использованы инновационные подходы учета неоднородностей верхней части разреза для минимизации погрешности прогноза структур. На этапе проектирования проводится конечно-разностное моделирование волнового поля с целью выбора оптимальных параметров сейсмической съемки.
Развитие ресурсного потенциала и рациональное освоение недр при строгом соблюдении норм экологической безопасности и широком внедрении современных технологий является одним из ключевых приоритетов Компании.
По итогам 2018 года на суше Российской Федерации завершены испытанием 142 поисково-разведочные скважины с высоким уровнем успешности – 84 %. Выполнено около 5 тыс. пог. км сейсморазведочных работ 2D и 10 тыс. кв. км сейсморазведочных работ 3D.
В результате успешного проведения ГРР открыто 23 месторождения и 230 новых залежей с суммарными запасами 250 млн т н. э.
В Компании разработан и реализуется комплекс научно-исследовательских и опытных работ, а также мероприятия по созданию собственного геофизического сервиса. Внедрены методы моделирования полевых сейсморазведочных работ, позволяющие получить оптимальные системы наблюдения для ряда Обществ Группы.
Независимый международный аудит запасов
Доказанные запасы углеводородов ПАО «НК «Роснефть» на 31 декабря 2018 года по классификации SEC составили 41 431 млн барр. н. э. (5 597 млн т н. э.). Запасы углеводородов по сравнению с запасами на конец 2017 года увеличились на 1 524 млн барр. н. э. (202 млн т н. э.), или на 4 %. Аудит, предусматривающий оценку запасов до конца срока рентабельной разработки месторождений, проведен компанией DeGolyer & MacNaughton.
Обеспеченность Компании доказанными запасами углеводородов по итогам 2018 года составила более 20 лет по классификации SEC. Коэффициент замещения доказанных запасов углеводородов в 2018 году по классификации SEC составил 173 %Коэффициент замещения рассчитан в тоннах нефтяного эквивалента. Коэффициент замещения в баррелях нефтяного эквивалента составил 175 %.
На протяжении ряда лет ПАО «НК «Роснефть» с заметным отрывом лидирует среди крупнейших публичных международных нефтегазовых компаний по уровню обеспеченности доказанными запасами по классификации SEC и коэффициенту замещения доказанных запасов. При этом Компания демонстрирует самые низкие издержки на поиск и разработку запасов углеводородов среди международных энергетических компаний.
По классификации PRMS (Система управления углеводородными ресурсами) по оценке компании DeGolyer & MacNaughton запасы углеводородов по категории 1Р на 31 декабря 2018 года составили 47 045 млн барр. н. э. (6 368 млн т н. э.), 2Р – 84 094 млн барр. н. э. (11 388 млн т н. э.), 3Р – 121 165 млн барр. н. э. (16 426 млн т н. э.).
Восполнение запасов по регионам
В 2018 году на новом, сформированном в 2017 году Эргинском нефтегазовом кластере в Западно-Сибирском регионе по результатам переиспытания поисково-оценочной скважины № 16 Новоендырской, из которой после гидроразрыва пласта (ГРП) получен приток нефти дебитом 26,9 куб. м / сут., открыто Иртышское месторождение с запасами нефти и растворенного газа 22,5 млн т н. э. (НИЗ С1 + С2).
ООО «РН-Уватнефтегаз» последовательно реализует стратегию освоения Уватского проекта, в том числе по ежегодному увеличению темпов прироста извлекаемых запасов. Как показывают результаты работы в 2018 году, геологи по-прежнему разведывают существенно больше нефтяных запасов, чем извлекают из недр. Так, по итогам деятельности ООО «РН-Уватнефтегаз» в 2018 году превышение прироста запасов категорий АВ1С1 (25,2 млн т) над объемами добычи (добыча 10,6 млн т нефти) составило 238 %.
Основным достижением программы ГРР ООО “РН-Уватнфетегаз” является открытие двух новых месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры (ХМАО — Югры) на Юганском-11 и Юганском-12 лицензионных участках по результатам бурения первых поисковых скважин.
Компания активно продолжает развивать газовый бизнес. По газовым активам Компании в 2018 году выполнены ГРР в объеме: сейсморазведка 3D – 280 кв. км, завершено испытаниями две скважины. Прирост запасов газа Компании в Западной Сибири в 2018 году составил 107,7 млрд куб. м. Продолжается работа по изучению нетрадиционного газонасыщенного коллектора Березовской свиты на территории Западной Сибири. В 2018 году по результатам испытания скважин в интервале Березовской свиты на Харампурском месторождении были открыты новые газовые залежи в пластах ВБ1 и НБ1.
Прирост извлекаемых запасов газа категории В1 + В2 в пределах Харампурского лицензионного участка составил 79,9 млрд куб. м газа.
С 1996 года Компания ведет работы на Русско-Реченском лицензионном участке, расположенном в Тазовском районе ЯНАО, на границе с Красноярским краем. По результатам ГРР 2018 года при испытании скважины 749 Русско-Реченской получен рекордный фонтанный дебит нефти с растворенным газом 903 куб. м / сут.
В рамках продолжения работ по изучению Гыданского полуострова в 2018 году АО «Роспан Интернешнл» завершена интерпретация сейсморазведочных работ 3D Минховского лицензионного участка, подтверждены перспективы месторождения, уточнены местоположения поисковых и разведочных скважин.
107,7 млрд куб. м газа — прирост запасов Открыты два новых месторождения и
76 новых залежей с суммарными запасами АВ1С1 + В2С2 193,2 млнт н. э.
3,6 тыс. кв. км сейсморазведочных работ 3D
Технологическое развитие Компании в части повышения эффективности ГРР касается не только полевых сейсморазведочных работ, но и методик их интерпретации. В результате всестороннего анализа геолого-геофизических материалов была разработана методика прогноза областей развития улучшенных коллекторов в пластах, приуроченных к выступам фундамента и рифогенным постройкам в осинском горизонте. Применение современных высокотехнологичных подходов к интерпретации геолого-геофизических данных (сейсмическая инверсия, расчет сейсмических атрибутов, комплексный анализ результатов) и совершенствование геологической концепции привело к высокой успешности ГРР.
В 2018 году по результатам сейсморазведочных работ уточнена геолого-геофизическая модель строения Даниловского, Санарского лицензионных участков и Верхнеичерского месторождения, определены приоритетные объекты для постановки поисково-оценочного и разведочного бурения в 2019 году в пределах выполненных съемок 3D. Согласно материалам обработки и экспресс-интерпретации сейсморазведочных данных 2018 года, на Западно-Чонском и Средне-Кочемском лицензионных участках подтверждаются перспективы участков, предварительно оконтурены интересующие объекты. По результатам поисково-оценочного и разведочного бурения уточнена модель строения Верхнечонского, Северо-Даниловского, Южно-Даниловского, Верхнеичерского месторождений и месторождения им. Савостьянова на Могдинском лицензионном участке. При этом в скважине Даниловская-82 Южно-Даниловского месторождения получен рекордный для объекта Б5 дебит нефти – 320 куб. м / сут. Прирост запасов по итогам ГРР 2018 года составил 19 млн т н. э. по категории В1С1.
На Хатангском кластере Компании на полуострове Таймыр в 2018 году завершены масштабные сейсморазведочные работы 2D 4 476 пог. км, в том числе в 2018 году – 1 827 пог. км (Владимирский, Кунгасалахский, Купчихтасский лицензионные участки).
На проектах Красноярского края с целью подтверждения продуктивности для сложнопостроенных трещиноватых карбонатных коллекторов и увеличения площади запасов в 2018 году продолжаются работы по бурению многоствольных разведочных скважин. Усложнение конструкции разведочных скважин в сложных геологических условиях позволило достичь плановых уровней приростов запасов, актуализировать геологическую модель, снять геологические риски для эксплуатационного бурения. Принято решение о тиражировании технологии для сложнопостроенных карбонатных коллекторов в Восточной Сибири и Тимано-Печоре.
34,4 млрд куб. м газа – прирост запасов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке Открыты две новые залежи с запасами АВ1С1 + В2С2 1,1 млн т н. э.
На юге Российской Федерации по активам Компания продолжает планомерно выполнять ГРР с целью восполнения ресурсной базы региона. В 2018 году выполнены сейсморазведочные работы 2D в объеме 68 пог. км, завершена испытанием одна скважина в старейшем нефтегазодобывающем регионе России на территории Республики Дагестан. Для поиска перспективных объектов в условиях сложной геологии, больших глубин, высокой плотности объектов инфраструктуры и сельского хозяйства были применены современные технологии ведения сейсморазведочных работ 2D и обработки полевых материалов. По результатам работ наиболее перспективной была определена структура на Западно-Избербашском лицензионном участке, на которой и было рекомендовано бурение скважины.
Результат бурения скважины № 1 Западно-Избербашская подтвердил возможности новых открытий в старых нефтегазодобывающих регионах. В настоящее время на территории Республики Дагестан Компания продолжает ГРР в пределах Карланюртовского, Каратюбинского, Карабудахкентского, Димитровского лицензионных участков, осуществляется анализ нераспределенного фонда недр с целью последующего лицензирования.
7,9 млрд куб. м газа – общий прирост запасов в Волго-Уральском регионе, Тимано-Печоре и на юге России Открыто 21 месторождение
и 152 новые залежи с суммарными запасами АВ1С1 + В2С2 всех открытий 55,4 млн т н. э.
4,6 тыс. кв. км
и 68 пог. км 2D