В 2023 г. продолжились работа по реализации новых проектов освоения нефтегазовых месторождений, значительная часть которых находится в труднодоступных районах, далёких от промышленных центров с отсутствующей инфраструктурой, а также на вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.
ПАО «НК «Роснефть» в 2023 г. продолжила работы по крупнейшему в мире арктическому проекту «Восток Ойл», объединившему нефтегазовые месторождения на севере Красноярского края и ЯНАО (ресурсная база 6 млрд т нефти). В проект включены Ванкорский, Западно-Иркинский, Пайяхский, Восточно-Таймырский и Западно-Таймырский кластеры (табл. 4). Согласно открытым данным, к 2024 г. на месторождениях будут добывать 25 млн т, в 2027 г. — 50 млн т, на полную мощность проект выйдет к 2030 г. (100 млн т нефти). Нефть «Восток Ойл» характеризуется низким содержанием серы (0,01–0,1%) и низкой плотностью.
Ранее введённые в эксплуатацию месторождения Ванкорского кластера: Ванкорское, Сузунское и Тагульское в 2023 г. суммарно обеспечили добычу 13,1 млн т нефти. На первых двух объектах добыча достигла полки; на Тагульском в 2023 г. добыто 2,7 млн т, выход на проектную мощность запланирован компанией на 2026 г. (4,9 млн т).
В 2023 г. велась опытно-промышленная эксплуатация месторождений Пайяхской группы: Пайяхского, Ичемминского и Байкаловского. Начало промышленной эксплуатации трёх месторождений намечено на 2024 г. с выходом на проектную мощность к 2030 г. В рамках реализации проекта «Восток Ойл» ПАО «НК «Роснефть» в 2023 г. начала отгрузки нефти с нового причала на реке Енисей в районе посёлка Воронцово на Таймыре по Северному морскому пути; ведётся строительство второго причала. Всего на Таймыре для потребностей проекта «Восток Ойл» будет задействовано 16 новых причалов. В логистическую цепочку транспортировки грузов по Енисею уже входят 8 действующих причалов – на Таналау, Карауле, Точино и в «Бухте Север». Первая очередь сооружений позволит обеспечить с 2024 г. транспортировку и перевалу до 30 млн т нефти в год; вторая очередь расширит возможности до 100 млн т.
Крупный нефтегазовый кластер — Эргинский — располагается в Западной Сибири и включает Эргинский лицензионный участок Приобского месторождения, а также Западно-Эргинское, Кондинское, Ендырское, Чапровское и Игрышское месторождения, расположенные в ХМАО – Югра. Суммарный ожидаемый уровень добычи нефти на месторождениях кластера составит 5,7 млн т в год.
Ещё один крупный восточносибирский нефтегазодобывающий кластер ПАО «НК «Роснефть» — Даниловский — включает месторождения Северо-Даниловское, Южно-Даниловское, Верхнеичерское и им. Н. Лисовского в Иркутской области. Суммарные извлекаемые запасы нефти кластера составляют 374 млн т. В 2023 г. на Северо-Даниловском месторождении добыто 1,2 млн т нефти, к 2025 г. планируется увеличить объёмы добычи до 2 млн т/год. В 2023 г. на месторождении реализованы опытно-промышленные работы по гидроразрыву пласта, тестируется технология многостадийного ГРП для разработки запасов в низкопроницаемых коллекторах. Остальные месторождения кластера подготавливаются к вводу в промышленную эксплуатацию: Южно-Даниловское и Верхнеичерское планируется ввести в 2029 г., им. Н. Лисовского в 2032 г.
На других крупных активах ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири (Куюмбинском, Среднеботуобинском, Юрубчено-Тохомском месторождениях) в 2023 г. проводились активные работы по вводу новых мощностей в эксплуатацию. В 2023 г. на Юрубчено-Тохомском месторождении добыто 1,2 млн т нефти. К 2025 г. запланировано бурение 16 скважин с целью изучения и вовлечения в отработку запасов вендеких отложений. Максимальный объём добычи в 12 млн т на месторождении ожидается в 2051 г. На Куюмбинском и Среднеботуобинском месторождениях продолжилось эксплуатационное бурение и запуск ключевых объектов инфраструктуры. Добыча в 2023 г. на Куюмбинском месторождении составила 1,1 млн т, на Среднеботуобинском — 6,3 млн т.
Совместным арктическим проектом ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть» является группа Мессояхских месторождений, находящихся в границах Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского участков (Ямало-Ненецкий АО). Запасы группы месторождений превышают 470 млн т нефти. С 2019 г. началась разработка ачимовских пластов. Каждая 3-я скважина на Восточно-Мессояхском месторождении пробурена по технологии Fishbone для вовлечения в добычу разрозненных пластов вязкой нефти. На Восточно-Мессояхском месторождении добыто в 2023 г. 4,9 млн т нефти, выход на полку добычи 5,9 млн т планируется к 2032 г. Кроме освоения глубокозалегающих горизонтов продолжается строительство инфраструктуры II очереди, которая позволит обслуживать и Западно-Мессояхское месторождение, запуск в эксплуатацию которого отложен на более поздний срок.
Одним из стратегических регионов развития ПАО «Газпром нефть» является Восточная Сибирь. Освоение Чонских месторождений (Игнялинское, Тымиучиканское и Вакунайское), извлекаемые запасы которых превышают 246 млн т нефти, является ключевым проектом компании в регионе. Эти месторождения отличает сложность геологического строения и необходимость значительных капиталовложений в инфраструктуру: они расположены в 100 км от магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь–Тихий океан» (ВСТО). На Игнялинском месторождении в 2016 г. началась пробная эксплуатация; промышленная эксплуатация ожидается не ранее 2027 г. в объёме 2 млн т. В 2023 г. на месторождении была запущена первая многоствольная скважина конструкции Fishbone, а также расконсервированы пробуренные ранее скважины. На Тымиучиканском до 2026 г. будет проводиться бурение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, а также работы по доразведке месторождения. На проектный уровень добычи месторождение выйдет в 2036 г. с объёмом в 1,2 млн т в год.
ПАО «Газпром нефть» в 2023 г. продолжило работы по вводу в промышленную эксплуатацию своего главного актива Восточной Сибири — Чаяндинского месторождения, которое отличается сложным геологическим строением и аномально низким пластовым давлением. В связи с этим его эксплуатация будет вестись при помощи высокотехнологичных скважин типа Fishbone. В 2022-2023 гг. в рамках проведения опытно-промышленной разработки нефтяной отсрочки на Чаяндинском месторождении была введена в эксплуатацию новая нефтегазовая инфраструктура, позволившая нарастить объём добычи нефти. Достижение проектной мощности по добыче нефти (2,7 млн т) планируется к 2031 г., по добыче конденсата (0,4 млн т) — к 2024 г. В 2023 г. добыто 2,2 млн т нефти и 0,3 млн т конденсата.
Ключевым активом нефтяного кластера «Зима» компании ПАО «Газпром нефть» в ХМАО является месторождение им. Александра Жагрина, уникальное по запасам (138 млн т). В 2022-2023 гг. была продолжена подготовка к вводу в промышленную эксплуатацию: введена вторая очередь установки подготовки нефти, которая позволит нарастить добычу на месторождении с 4,2 млн т до 8 млн т в год. Выход на проектный уровень добычи 8,2 млн т планируется в 2027 г.
Одним из перспективных кластеров ПАО «Газпром нефть» является «Отдалённая группа месторождений» (ОГМ), включающий Равнинное, Холмистое, Южно-Удмуртское, Чатылькинское, Воргенское и Западно-Чатылькинское месторождения в Ямало-Ненецком АО. Запасы нефти месторождений составляют 42,3 млн т. В активной стадии разработки находится три месторождения из шести — Западно-Чатылькинское, Холмистое и Чатылькинское. Добыча нефти в Отдалённый группе месторождений в 2023 г. превысила 2 млн т. Ожидается, что месторождения группы выйдут на полку в 3 млн т нефти в год к 2025 г.
ООО «Меретояхнефтегаз» (совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть») продолжило работы по освоению нефтяного кластера на Ямале (Тазовское, Северо-Самбургское, Меретояхинское и др. месторождения). Значительная часть запасов месторождений сосредоточена в ачимовских отложениях и относится к категории ТРИЗ. Совокупные извлекаемые запасы кластера превышают 200 млн т. Промышленная добыча нефти началась на Тазовском месторождении (2021 г.), выход на проектную мощность в 3,8 млн т ожидается в 2029 г. В 2023 г. продолжились работы по разработке технологий рентабельного освоения ТРИЗ углеводородов кластера.
ПАО «ЛУКОЙЛ» продолжает реализацию трёх крупных проектов по освоению нефтегазовых объектов на Северном Каспии — месторождений им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина и им. В. Грайфера. Для развития шельфовых проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» использует общую инфраструктуру подготовки и транспорта продукции. Объём добытой нефти в 2023 г. на уже разрабатываемых месторождениях им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина составил 6,5 млн т. Месторождение им. В. Грайфера введено в эксплуатацию в 2023 г., объём добычи составил 0,6 млн т нефти. Выход на проектную мощность 1,2 млн т запланирован на 2028 г.
Ключевым проектом ПАО «ЛУКОЙЛ» на шельфе Балтийского моря является запуск месторождения D33 с запасами 21 млн т нефти. Начало промышленного бурения на месторождении планируется на 2025 г., выход на проектную мощность 1,5 млн т нефти в год — на 2027 г. В 2023 г. велось проектирование блок-кондуктора №1 морской буровой ледостойкой платформы под доступные технологии, материалы и оборудование, велись подготовительные работы к укладке подводных трубопроводов и силовых кабельных линий.
Увеличение доли ТРИЗ нефти в нефтяных запасах страны требует от большинства нефтегазовых компаний поиска и внедрения инновационных технологий для освоения глубокозалегающих горизонтов разрабатываемых месторождений и для освоения новых. Приоритетным направлением в этой области является разработка запасов нетрадиционных коллекторов бакеновской, абалакской, хадумской и доманиковой свит, а также сверхвязкой нефти (более 10 000 мПа*с).
В Республике Татарстан рост интереса к изучению нетрадиционных источников углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами (доманиковых отложений и сверхвязкой нефти пермских отложений) обусловлен необходимостью восполнения ресурсной базы. Последние 5 лет по доманиковым отложениям ежегодно обеспечивался прирост запасов, в 2023 г. он составил 1,7 млн т. Работу по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов на участках недр «Битум» и «Доманик» ведёт ПАО «Татнефть» в рамках комплексного научно-технического проекта. Проект включает реализацию множества технологических решений, в т. ч. создание и развитие собственных инноваций. Наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов доманиковых отложений является многозонный гидроразрыв пласта.
Технологические полигоны для разработки ТРИЗ нефти впервые были внедрены в 2021 г. в рамках федерального проекта «Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов». Оператором проекта является ООО «Газпромнефть-Технологические партнёрства». Полигоны были созданы для реализации долгосрочных производственных экспериментов и тестирования отечественных инновационных разработок по добыче ТРИЗ нефти (в первую очередь, бакеновской и палеозойской). Другим направлением их использования стала разработка технологий повышения нефтеотдачи остаточных запасов на зрелых месторождениях. К 2025 г. в рамках реализации проекта планируется обеспечить 15 технологических проектов в целях создания рентабельных технологий разведки и добычи трудноизвлекаемых запасов.
По состоянию на 01.01.2024, компании получили 10 лицензий для создания таких полигонов: ПАО «Роснефть» и ПАО «Газпром нефть» получили по две лицензии, ПАО «Татнефть» — одну, ООО «Ставропольнефтегаз» — пять. В 2023 г. были согласованы 7 проектов разработки ТРИЗ — на Прасковейское, Ачикулакское, Озек-Суат, Лесное, Южно-Острогорское месторождения, расположенные в Ставропольском крае, Шегурчинское в Республике Татарстан и Сальмское в ХМАО; в 2024 г. — на участки Пальниковский, Дремучий в ЯНАО.
Согласно целевому сценарию актуализированной Энергетической стратегии Российской Федерации, подготовленной к утверждению в 2024 г., добыча нефти к 2035 г. вырастет на 1,3% по отношению к 2024 г., по консервативному — упадёт на 8,7%. По данным действующих проектных документов добыча нефти в России вырастет на 6,4% к 2028 г., с 2029 г. ожидается плавное снижение на 0,5–0,7% в год (рис.13).