Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

С начала разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа отобрано 47% извлекаемых запасов промышленных категорий (АВС₁).

Что из себя представляют оставшиеся текущие запасы?

На рис.1а показана структура текущих извлекаемых запасов округа. Мы видим, что высоко- и среднепродуктивные запасы составляют 22%. Половина запасов имеет обводненность продукции свыше 50%; 2% составляют запасы баженовской свиты и 4% запасов имеют КИН менее 0.2, запасы высоковязких нефтей составляют 2% и 20% запасов еще не введено в разработку.

Рис.1а. Структура текущих извлекаемых запасов Ханты-Мансийского автономного округа

На рис.1б приведено распределение текущих запасов округа по коэффициенту извлечения нефти (КИН), который мы рассматриваем как показатель качества запасов. Запасы с КИН менее 0.3 составляют 32% и 68% приходится на запасы более высокого качества с КИН больше 0.3 долей единицы.

Рис.1б. Распределение текущих извлекаемых запасов по КИН

На рис.1в представлено распределение текущих запасов округа по их выработанности: 72% запасов имеют выработанность менее 50%, в том числе половина запасов менее 20%.

Рис.1в. Распределение текущих промышленных запасов округа по выработанности

Наблюдается зависимость выработанности запасов от величины КИН (рис.1г). Запасы с КИН более 0.4 выработаны на 69%, а с КИН менее 0.2 всего на 10%. Остальные запасы выработаны в пределах 29-30%.

Рис.1г. Выработанность начальных извлекаемых запасов округа с учетом КИН

Приведенная выше характеристика текущих запасов свидетельствует о все еще высоком добывном потенциале округа, хотя качество запасов со временем ухудшается, что требует для их добычи применения новых более совершенных технологий.

Современный этап разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа характеризуется ростом добычи нефти.

С 1996 года добыча нефти выросла на 29 млн.т (18%), в том числе на 14 млн.т в 2001 году и составила 194 млн.т.

Стабильный рост добычи нефти обеспечивался:

• вводом в разработку новых месторождений и запасов;
• ростом объемов эксплуатационного бурения и вводом в работу новых скважин;
• стабильным ростом отборов жидкости;
• улучшением использования эксплуатационного фонда скважин;
• совершенствованием технологий разработки, широким применением методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков;
• выборочным отбором высокопродуктивных запасов нефти.

За период 1996-2001 гг. введено в разработку 52 новых месторождения с промышленными запасами 315 млн.т, в том числе 11 в 2001 году с запасами 45 млн.т.

Рост добычи нефти по округу был во многом обеспечен объемами эксплуатационного бурения, которые с 1998 года выросли на 3.2 млн.м (в 2 раза), в том числе за 2001 г. на 0.7 млн.м (12%), и составили 6.5 млн.м. В 2001 году было введено в эксплуатацию 2568 добывающих скважин, что составляет 70% проектного показателя. Третья часть нефти в 2001 году получена из скважин, пробуренных за последние 6 лет.

Несмотря на рост в последние годы объемов эксплуатационного бурения, они значительно отстают от проектных уровней по всем недропользователям за исключением НК .

Разбуренность текущих запасов по КИН демонстрируется на рис.2. Запасы с КИН >0.4 — 68%, а с КИН < 0,2 — ВСЕГО 3 %. Разбуренность остальных запасов — в пределах 27-29 %, т.е. запасыболее высокого качества имеют более высокий процент разбуренности.

Рис. 2. Разбуренность текущих извлекаемых запасов округа с учетом КИН

Объемы эксплуатационного бурения по многим недропользователям округа неудовлетворительны. Для разбуривания промышленных запасов, находящихся на балансе недропользователей на 01.01.2002 г., при сложившихся темпах разбуривания НК «ЮКОС» потребуется 95 лет, НК «Сиданко» — 85 лет, Тюменской нефтяной компании — 79 лет, НК «Сибнефть» — 52 года, НК «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — 29 лет, а в целом по округу — 34 года (рис.3), что приведет к консервации разведанных запасов. Мы считаем оптимальными для округа объемы эксплуатационного бурения на уровне 9.5-10.5 млн.м с вводом ежегодно в работу 3600-3700 скважин.

Рис.3. Продолжительность разбуривания промышленных запасов округа недропользователями и объемы эксплуатационного бурения в 2001 году

Нет более эффективного способа обеспечения нефтеотдачи и достижения оптимального КИН, чем полное разбуривание месторождения в пределах рентабельных толщин продуктивного пласта, без которого проектная нефтеотдача недостижима.

В результате отставания с разбуриванием месторождений происходит выборочный отбор запасов. К сожалению, многие недропользователи применяют этот интенсификации разработки, когда при невыполнении проектных показателей по бурению, действующему фонду скважин превышается проектный уровень добычи нефти за счет выборочного интенсивного отбора высокопродуктивных запасов.

Покажем это на примере двух компаний: «Сургутнефтегаз» и «ЮКОС» . В 2001 году при выпол нении объемов эксплуатационного бурения на 162% и действующем фонде скважин в 119% у НК «Сургутнефтегаз» годовой отбор нефти из одной скважины составил 108%, а годовой уровень добычи нефти — 129%, т.е. превышение годового уровня было обеспечено за счет бурения и действующего фонда скважин. У НК «ЮКОС» при выполнении объемов эксплуатационного бурения в 44%, действующем фонде скважин в 65% годовой отбор из одной скважины достиг 210%, а годовой уровень добычи нефти — 36%. То есть в целом компания «ЮКОС» производит выборочный интенсивный отбор высокопродуктивных запасов.

Все это в конечном итоге ведет к разубоживанию запасов, преждевременному их обводнению, снижению нефтеотдачи и консервации запасов в недрах.

Использование фонда скважин является фактором, влияющим на нефтеотдачу. В целом по округу действующий добывающий фонд с 1998 года увеличился на 8.4 тыс. скважин (18%), в том числе за 2001 год на 2.6 тыс. скважин (5%) (рис.4). Коэффициент использования фонда добы вающих скважин с 1998 года возрос на 6% (с 73 до 79%), однако эта величина ниже проектного показателя.

Рис.4. Использование фонда скважин

Неработающий фонд эксплуатационных скважин уменьшился на 7%.

Анализ фонда скважин по дебиту нефти показывает, что 80% скважин работает с дебитом до 15 т/сут, суммарная добыча из них составляет 35% добычи округа, в том числе 49% скважин с дебитом до 5 т/сут (10% добычи округа).

При анализе фонда скважин по обводненности установлено, что 70% скважин имеют обводненность продукции более 50%, суммарная добыча нефти из них составляет 46% добычи округа, в том числе у 46% скважин обводненность более 85% (22% добычи округа).

Таким образом, в округе приходится работать с низкодебитным по нефти высокообводненным фондом скважин, что требует применения технологий разработки, повышающих де бит скважин по нефти и ограничивающих водопритоки, которые во многих случаях являются следствием нарушения проектных решений по технологии разработки месторождений.

Избыточное заводнение продуктивных пластов — один из факторов, снижающих нефтеотдачу. Во многих случаях скважины обводняются, не отобрав полностью дренируемые ими запасы. Высокая обводненность продукции (84% в целом по округу) часто становится результатом чрезмерного безудержного заводнения пластов. У всех недропользователей, за исключением «ЛУКОЙЛ-АИК», обводненность продукции значительно превышает выработку запасов (рис.5).

Рис.5.Сопоставление выработанности запасов с обводненностью продукции

Компенсация отборов закачкой в результате грубого нарушения баланса «отбор-закачка» на отдельных месторождениях достигала 300-400%, что приводило к росту пластового давления даже в зонах отбора на 40-50 атм выше первоначального. Такое поддержание пластового давления ведет к снижению нефтеотдачи.

В последние годы недропользователи приступили к восстановлению баланса «отбор-закачка», уменьшили безудержную закачку воды, в результате чего с 1996 года текущая компенсация снизилась на 17% (со 118 до 101%), а накопленная на 38% (со 161 до 123%), хотя на многих месторождениях пластовое давление продолжает превышать первоначальное.

Накопленная компенсация по компаниям округа на 01.01.2002 г., за исключением»ЛУКОЙЛ-АИК» и компаний с российским капиталом, превышает 100%, а у НК «СИДАНКО» составляет даже 173%. Все это свидетельствует о том, что продуктивные пласты нефтяных месторождений округа чрезмерно заводнены.

Положительный опыт работы по регулированию закачки воды на примере ОАО «ТНК-Нижневартовск», «ЛУКОЙЛ-АИК», и доказывает высокую эффективность этих мероприятий, которые по сути являются гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи. В целом можно считать, что на месторождениях округа проводится крупномасштабное циклическое заводнение, когда после длившегося десятилетиями цикла интенсивного нагнетания начался цикл снижения закачки.

Рассмотрим несколько примеров. На Самотлорском лицензионном участке («ТНК-Нижневартовск») с 1992 года закачка воды была снижена с 36 млн.м3 до 8 млн.м3 в 2001 году, текущая компенсация со 160 до 27%, накопленная со 122 до 102%. В результате обводненность продукции снизилась с 83% в 1998 году до 81% в 2001 году, добыча нефти выросла с 4.8 млн.т в 1996 году до 5.5 млн.т в 2001 году.

На Когалымском лицензионном участке ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» с 1989 года наблюдается стабильный рост добычи нефти с 248 тыс.т до 2142 тыс.т в 2000 году при снижении текущей компенсации с 256% до 89%, накопленной со 157% до 98%. Выработка запасов в 50% превышает обводненность продукции в 37%.

На Варьеганском лицензионном участке ОАО «Варьеганнефть» с 1998 года прекращена закачка пресной воды, текущая компенсация снижена до 87%, а накопленная до 192%. По характеристикам вытеснения наблюдается увеличение извлекаемых запасов на 20 млн.т, что связано с сокращением объемов закачки воды, ростом действующего фон да добывающих скважин и проведением различных геолого-технических мероприятий. В 2001 году выросла добыча нефти.

Высоко эффективны на месторождениях округа современные технологии увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков (свыше 20% добычи нефти). Среди этих технологий: бурение горизонтальных скважин и вторых стволов, гидроразрыв пласта, гидродинамические методы, потокоотклоняющие и гелеобразующие системы, глубокопроникающая перфорация и методы вторичного вскрытия пласта, обеспечивающие отрицательные значения скин-эффекта. Расширение объемов их применения позволяет повысить нефтеотдачу продуктивных пластов.

К сожалению, объемы использования этих технологий, за исключением ГРП, еще недостаточны, во многих случаях они не предусмотрены проектной документацией, прошедшей государственную экспертизу, что нередко снижает их эффективность.

Одно из основных условий обеспечения высокой нефтеотдачи продуктивных пластов — выполнение проектных показателей разработки. Наблюдаются многочисленные случаи отступления недропользователями от проектных решений. Это и отставание буровых работ, и превышение уровней отбора нефти и закачки воды, нарушение запроектированной системы разработки и баланса «отбор-закачка», неудовлетворительное использование скважин, выборочный отбор запасов и т.п., что отрицательно сказывается на эффективности разработки, выработке запасов, нефтеотдаче и достижении оптимального КИН.

Немало нареканий вызывает качество проектной документации. Иногда небезосновательно. Например, в проекты часто закладывали текущую компенсацию не менее 115%, а через 7 лет это приводило к накопленной компенсации более 200%, т.е. интенсивное заводнение продуктивных пластов производилось не без участия проектировщиков. Однако в большинстве случаев дело было не в проектных решениях, а в их невыполнении. Не секрет, что часто разработка не ведется в соответствии с проектной документацией, а проектная документация составляется для обоснования фактически сложившейся на месторождении обстановки.

Для количественной оценки выполнения проектных показателей предлагается использовать два коэффициента: выполнение проектного показателя и обобщенный коэффициент соответствия показателей разработки проекту.

На рис.6 приведены обобщенные коэффициенты соответствия показателей разработки проекту по недропользователям округа.

Рис.6. Коэффициенты соответствия показателей разработки проектным решениям

По несоответствию показателей разработки проектным решениям выделяются три группы недропользователей.

1. Несоответствие в пределах 20%: НК «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», НК «Славнефть», НК «Сургутнефтегаз» .
2. Несоответствие в пределах 30%: НК «Сибнефть», НК с иностранными инвестициями, Тюменская НК.
3. Несоответствие более 30%: НК с российским капиталом, НК «ЮКОС» и НК «Сиданко».

Отступление от проектных решений имеет негативный характер и не должно оставаться безнаказанным. Необходимы штрафные санкции.

Мощным средством повышения нефтеотдачи должны стать постоянно действующие модели месторождений.

Отдавая должное высокой эффективности различных методов и технологий увеличения нефтеотдачи, мы считаем, что они должны стать составными частями единого процесса разработки, успешность которого может быть обеспечена высо ким уровнем проектирования на базе трехмерных геолого-гидродинамических моделей и строгим выполнением проектных решений.

Выводы

1. Ханты-Мансийский автономный округ обладает значительным добывным потенциалом, реализация которого требует применения новых современных, более совершенных технологий.
2. Негативно влияют на нефтеотдачу продуктивных пластов: отставание в разбуривании месторождений, выборочный отбор высокопродуктивных запасов, чрезмерное заводнение, нарушение баланса «отбор-закачка», неудовлетворительное использование пробуренного фонда, нарушение требований проектных технологических документов.
3. Разрабатываться месторождения должны в соответствии с проектными документами, прошедшими Государственную экспертизу, и с применением технологии увеличения нефтеотдачи. За существенные отклонения от проектных решений или выполнение работ без проектного документа должны быть предусмотрены штрафные санкции.
4. Для оценки выполнения проектных решений предлагается ввести коэффициенты выполнения проектного показателя и соответствия проектным решениям.