Янин А.Н. (ООО ТЭРМ)

«Желающим идти правильным путем важно также знать и об уклонении»

Аристотель

Территориальное отделение ЦКР Минэнерго России по ХМАО (первоначальное название — Ханты-Мансийская межведомственная территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений) существует 9 лет. Комиссия была образована совместным Постановлением Главы администрации ХМАО А.В.Филипенко и Министра МТЭ Ю.К. Шафраника №264 от 24.10.1994 г.

С 2003 г. комиссия руководствуется в своей деятельности «Временным регламентом работы территориальных отделений нефтяной и газовой секций Центральной комиссии по разработке месторождений горючих полезных ископаемых Министерства энергетики Российской Федерации», утвержденным Председателем ЦКР Минэнерго В.В.Шелеповым 14 апреля 2003 г.

За период своей деятельности комиссия рассмотрела более сотни документов – проектов, технологических схем, анализов разработки, проектов пробной эксплуатации, технологических схем опытно-промышленной разработки, а также ТЭО СРП, ТЭО КИН и др.

Документы на рассмотрение ТО ЦКР по ХМАО представляли многие проектные организации: БашНИПИнефть, ООО «Гео Дейта Консалтинг», «Инконко», «MД SEIS International», ЗАО «Нефтеком», ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть», «СамараНИПИнефть», СибНАЦ, ООО «Сибтехнефть», ООО «Тандем», ООО «Технонефть», ООО «ТИНГ», ТомскНИПИнефть, ТФ «СургутНИПИнефть», ООО «ТЭРМ», ЦГЭ, ГП ХМАО «НАЦ РН», ЮганскНИПИнефть, Научный центр компании «РИТЭК» и др.

Собственные научные центры крупных нефтяных компаний – «Сибнефть» (г.Москва), «Славнефть» (г.Тверь) и другие никаких проектных работ не представляли.

Технология подготовки проектных документов постоянно усложняется, а требования к документации повышаются. Документы не всех проектных организаций соответствовали требованиям времени. Часто на заседания комиссии поступали слабые, некондиционные работы.

Есть и противоположные немногочисленные примеры. Так, высоким профессиональным уровнем отличались работы ТФ «СургутНИПИнефть» по Савуйскому месторождению (исп.Дегтянников Е.А., 2001 г.), а также ООО «Сибтехнефть» по Кочевскому месторождению (исп.О.Н.Пичугин, 2003 г.).

В настоящей статье мы обобщили замечания комиссии, ее экспертов к проектантам-исполнителям документов, выделили основные недостатки работ для того, чтобы авторы учитывали их и не допускали ошибок.

Конечно, не все замечания бесспорны, но для обсуждения они будут полезны.

Замечания формального характера

Часто исполнители работ не выполняют элементарных требований ТО ЦКР по ХМАО и существующего Регламента на проектирование (1996 г.), а именно:

• оригинал титульного листа документа не утвержден руководителем организации-недропользователя;
• отсутствует протокол рассмотрения работы на научно-техническом совете предприятия-недропользователя;
• не представлена копия лицензионного соглашения недропользователя с государством.
• В результате не ясно, как выполняются требования соглашения, тем более что такой анализ в работах часто вообще не проводится.

Следует отметить слабую регулирующую роль технического задания (ТЗ) на составление проектного документа. В абсолютном большинстве технические задания не выдерживают никакой критики, т.к. представляют собой «перепись» названий разделов существующего РД по проектированию. Причина – недостаточная работа недропользователя и проектанта при составлении договора на выполнение работы, в состав которого и входит ТЗ. Иногда создается впечатление, что некоторые проектировщики, работая над документом, вообще не заглядывают в техническое задание. Поэтому с целью повышения его роли, по сложным и ключевым месторождениям округа ТЗ рекомендуется предварительно рассматривать и согласовывать на ТО ЦКР.

Некоторые, в основном, мелкие «сборные» (иногда «виртуальные») проектные организации («Сибгеотех», ООО «Тандем», ООО «Сибтехнефть») не указывают в отчетах, представленных на рассмотрение ТО ЦКР, список исполнителей работ.

Это, с одной стороны, является отклонением от требования «Регламента на проектирование», 1996 г., стр.46, а с другой, — фактические исполнители разделов не смогут при необходимости доказать свое авторство на проработанные ими материалы. Таким образом, их научный труд обезличивается. Нефтяная отрасль округа должна знать своих «героев».

Кстати, анонимностью почему-то отличаются и предварительные стандарты по мониторингу. Например, в 2003 г. приказом Министра энергетики И.Х.Юсуфова введен в действие предварительный стандарт «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО» (ПС 153.39.0-147-2003). Авторы ПС не указаны. Отметим, что ПС разработан авторским коллективом в составе: Гузеев В.В., Зубарев Д.И., Толстолыткин И.П., Туров В.А., Овсий Л.И., Сутормин С.Е., Янин А.Н. (общая редакция).

Нередко дискуссии на комиссии вызывает статус представленных работ, которые, как правило, «не дотягивают» до заявленного уровня. Технологические схемы ОПР обычно выглядят как простые проекты пробной эксплуатации, проекты или технологические схемы разработки – как анализы разработки. Например, выполненный «СамараНИПИнефть» Уточненный проект разработки Северо-Салымского месторождения в 2003 г. утвержден ТО ЦКР по ХМАО как анализ разработки, в связи со многими замечаниями.

Иногда недропользователи направляют в ТО ЦКР по ХМАО документы под названием «Дополнительная записка..». Укажем, что проектные документы такого статуса действующим РД не предусмотрены.

Серьезную обеспокоенность вызывает широко распространившаяся практика «проектного зуда», т.е. непрерывного пересоставления проектных документов по одному и тому же месторождению. Обычно это бывает, когда недропользователь с первого же года начинает не выполнять (принятые им же вчера) решения только что утвержденного документа. По новым месторождениям – это, как правило, проектные объемы эксплуатационного бурения, по «старым» – отличие действующего фонда добывающих скважин из-за недостаточных действий по сокращению неработающего фонда. При этом проектанты вынуждены послушно исполнять роль своеобразных «адвокатских контор», прикрывающих огрехи, слабую активность или бездеятельность компаний.

Чаще всего в роли документа — «спасителя» выступает анализ разработки. Этот документ стал особо «модным» в ОАО «Юганскнефтегаз». Например, по Приразломному месторождению недропользователь, доведя в 2002 г. отставание по фонду скважин от ранее утвержденного проекта до 2.5 раз (проект – 2720 скважин, факт – 1064 скважины), «легким движением руки» скорректировал проектные показатели в анализе разработки (2002 г.), подогнав их под факт. По Мамонтовскому месторождению по проекту (2001 г.) добыча нефти в 2003 г. должна была составить 8.8 млн.т, заявленная в план 2003 г. – 7.5 млн.т. Отклонение от проекта вновь корректируется составлением пресловутого анализа разработки.

Это относится к Правдинскому, Среднебалыкскому, Тепловскому, Киняминскому, Лемпинскому, Черногорскому, Вынгапуровскому и др. месторождениям. Таким образом, серия крупных нефтяных месторождений фактически разрабатывается со значительными отклонениями от проектов по «облегченным» документам с невыясненным статусом.

В связи с этим предлагается отменить легитимность корректировки проектных показателей в усеченных промежуточных документах типа «Анализ разработки», «Авторский надзор», «Дополнительная записка», что позволит остановить непрерывную «чехарду» документов (по крайней мере, на 5 лет) и заставит недропользователей более серьезно и ответственно относиться к проекту. Проект – это закон в сфере недропользования по конкретным месторождениям. Более принципиальную позицию должна занять и ЦКР МЭ, утвердившая, кстати, большинство указанных выше анализов без консультаций с ТО ЦКР по ХМАО.

Отметим, что нередко авторы проектных документов представляют на комиссию явно устаревшие работы 1.5-2-летней давности, что совершенно недопустимо. Промысловая информация не должна быть устаревшей более чем на полгода, а используемый в работе государственный баланс запасов должен быть не более чем годичной давности. Эксперты ТО ЦКР по ХМАО слабо следят за соблюдением этого требования. Вообще, само качество экспертиз для ТО ЦКР по ХМАО по многим работам требует значительного улучшения.

Не всегда в работах приводятся кондиционные, полные схемы лицензионных участков со всеми пробуренными скважинами различных категорий, в частности, на схемах «теряются» законтурные скважины. Обычный недостаток проектных работ – отсутствие элементарной схемы совмещения (в плане) внешних контуров нефтеносности всех имеющихся на месторождении залежей углеводородов.

Следует особо подчеркнуть, что государственным органам, контролирующим недропользование в ХМАО, нужно более внимательно оценивать состояние разработки ключевых месторождений углеводородов, имеющих принципиальное значение для экономики округа. К ним относятся месторождения как с наибольшей добычей нефти, запасами УВ, так и с общим пробуренным фондом скважин (Самотлорское, Приобское, Мамонтовское, Красноленинское, Приразломное, Малобалыкское и др.). Представляется, что технологическое состояние разработки этих месторождений должно периодически (лучше ежегодно) рассматриваться на ТО ЦКР, в первую очередь, с точки зрения рациональности использования представленной недропользователям ресурсной базы, а также эффективности использования пробуренного фонда скважин. К сожалению, пока этого не происходит, а ежегодные рассмотрения уровней добычи нефти достаточно формальны и не решают существа проблемы.

Требует упорядочения процедура взаимодействия между ЦКР и ТО ЦКР в части преемственности рассмотрения проектных работ. Например, ЗАО «ТИНГ», получив отрицательное экспертное заключение ТО ЦКР по ХМАО на «Проект пробной эксплуатации Новоаганского месторождения», повторно направило работу, но уже в ЦКР МЭ, которая утвердила ее, несмотря на многочисленные замечания территориального отделения.

Считаем также целесообразным, чтобы организации, занимающиеся проектированием разработки нефтегазовых месторождений, прошли процедуру добровольной аккредитации в Управлении Тюменского округа Госгортехнадзора РФ.

Разведанность месторождения

Чаще всего исполнители не приводят в работе вообще никакой информации о состоянии сейсмической изученности недр лицензионных участков (ЛУ), а именно, – общей длине сейсмопрофилей 2D (в том числе, в пределах месторождения), плотности сейсмики 2D, сейсморазведке 3D и т.п. Поэтому непонятно обоснование предложений исполнителя по дальнейшему изучению недр ЛУ. Иногда дают устаревшую и недостоверную информацию о фактической изученности участка сейсмическими методами (например, по Южно-Киняминскому ЛУ, исполнитель ЮганскНИПИнефть, 2003 г.).

Необходимость апробации запасов

Важнейшим постулатом при проектировании разработки нефтяных месторождений является составление документа на базе утвержденных запасов УВ, т.е. прошедших государственную экспертизу (ГКЗ, ЦКЗ, ТКЗ ХМАО). Однако есть проектанты, нарушающие этот постулат и выполняющие технико-экономические расчеты на базе своих («доморощенных»), никем не утвержденных (даже не принятых недропользователем) запасов, например, СибНИИНП (Западно-Ермаковское месторождение, 2003 г.), ООО «Тандем» (Тагайское месторождение, 2003 г.). Эти проектанты сами «отменили» в представленных на рассмотрение ТО ЦКР по ХМАО документах официальные подсчетные планы и осуществили проектирование разработки на базе собственной геологической основы. Такие подходы к проектированию разработки – недопустимы.

Ресурсная база для составления документа

В проектной работе должны быть рассмотрены и оценены с технико-экономических позиций все имеющиеся на Государственном балансе залежи нефти в пределах месторождения (или ЛУ). Какое-либо избирательное проектирование не допускается.

В документах обязательно должен быть представлен вариант полного извлечения всех утвержденных запасов УВ категорий А, В, С₁. Тем более, если эти запасы утверждены ГКЗ МПР РФ. Однако авторы часто не выполняют указанное требование. Например, ООО «Тандем» (2003 г.) по Западно-Угутскому месторождению представило рекомендуемый вариант, предусматривающий (по пластам ЮС₂ и ЮС₃) извлечение менее 50% запасов категории С₁, утвержденных ГКЗ МПР ранее (в том же году).

ОАО «СибНИИНП», 2003 г. по Западно-Ермаковскому месторождению исключило из рассмотрения залежь пласта Ю₁, находящуюся непосредственно в пределах лицензионного участка. ЮганскНИПИнефть, 2003 г. по Кудринскому месторождению упустило из рассмотрения пласт Ю₂, также находящийся в пределах рассматриваемого лицензионного участка.

Обоснованность прогноза показателей разработки зависит, прежде всего, от достоверности запасов УВ. Подсчет запасов – технологическая схема (проект) – неразрывная цепочка при мониторинге разработки месторождения. Нежелательно пользоваться запасами, утвержденными много лет назад или подсчитанными на устаревшей геологической базе. Одно из самых серьезных замечаний к подсчету (пересчету) запасов – чрезмерная растянутость сроков выполнения работ. Например, процесс подсчета запасов по небольшому Западно-Асомкинскому месторождению растянулся на целое десятилетие. В результате до сих пор нет нового проектного документа. Представляется, что весь этот период, включая ТЭО КИН и утверждение работы в ГКЗ МПР не должен превышать 2-х лет. Именно такие требования недропользователю следует предъявлять к исполнителям работ.

Геологическая модель месторождения (ГММ)

В настоящее время общепринятым является создание и представление ГММ в трехмерном виде. Однако в работе также необходимо привести комплекс двумерных («плоскостных») карт общепринятых геологических параметров. Сюда относятся карты общей, эффективной и нефтенасыщенной толщин, песчанистости, расчлененности, проводимости (Кхh_н), условной толщины проницаемого и непроницаемого прослоя, пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, плотности запасов (причем, лучше в тыс.т/га, а не в м³/м², как это делают иногда проектанты).

При наличии в горизонте нескольких продуктивных пластов целесообразно построить (суммировать) все указанные карты в целом по горизонту. Здесь будут полезны карты толщины разделов между отдельными пластами горизонта. По всем основным типичным участкам следует привести ГСР для различных параметров (песчанистость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.).

При имеющихся водонефтяных зонах (ВНЗ) целесообразно построить карты контактности (неконтактности) запасов с выделением участков, где нефтяные интервалы отделены от водонасыщенных непроницаемыми разделами с суммарными толщинами более 2-3 м. Однако большинство проектантов такие карты не строят.

В целом по горизонту весьма полезно совмещение в плане ВНЗ отдельных пластов, составляющих общий объект разработки. Такая карта необходима, например, при планировании по объекту работ гидроразрыва пласта (ГРП).

Естественно, для того, чтобы строить адекватные геологические модели залежей углеводородов, необходимо иметь достоверные петрофизические алгоритмы. Ситуация здесь, скорее, неудовлетворительная. Многие недропользователи не считают их важными и каких-либо работ в этом направлении они не проводят. Например, в документе СибНИИНП, 2003 г. по Западно-Ермаковскому месторождению в пласте Б₀ каждый десятый пропласток по ГИС имел проницаемость 1.6 Дарси (!), что практически невозможно. О какой достоверности созданной авторами трехмерной модели здесь можно говорить?

Нередко в базах данных ГИС не проинтерпретированы параметры пластов в удаленных законтурных скважинах или в водоносных (как правило, нижних) прослоях продуктивных горизонтов. Без этой информации создать полноценные объемные цифровые модели объектов разработки невозможно.

Таким образом, основное замечание к разделу «Геология» в проектных документах — неумение представить развернутое адекватное описание геологического строения месторождения и скудности его графического отображения.

Нередко из раздела «геология месторождения» авторы не могут сделать никаких содержательных выводов.

Дифференциация запасов УВ

Серьезное замечание исполнителям работ можно сделать по поводу неполной характеристики структуры имеющихся запасов. Обычное представление раздела «запасы» в отчете – полстраницы текста, таблица утвержденных запасов, нередко вообще без указания самих подсчетных параметров (площадь, толщина, пористость и т.д.) – см. документ ЮганскНИПИнефть, 2003 г. по Южно-Киняминскому месторождению и др. Иногда нет объемов растворенного в нефти газа.

Известно, что запасы категорий А, В, С₁ должны быть дифференцированы в работе по участкам – разбуренные (охваченные сеткой скважин) и неразбуренные. Обычно никто из авторов этого не делает, нарушая требования РД 153-39.0-110-01 (2002 г.).

Часто отсутствуют: четкая характеристика зон залежей с запасами УВ категории С₂, их предполагаемое качество, а также график перевода этих запасов в промышленную категорию С₁.

Таким образом, дифференцированная оценка запасов УВ в проектных документах, как правило, отсутствует.

Физико-гидродинамические характеристики

Обоснование остаточной нефтенасыщенности α_он и коэффициента вытеснения К_выт является весьма важной задачей проектного документа. В основном, авторы работ с решением указанной задачи не справляются. Основные причины этого — незнание, а также отсутствие экспериментальных данных по проектируемым объектам.

Лишь отдельные проектанты (ООО «Сибтехнефть») применяют дифференцированное (попластовое) определение К_выт на основе данных о начальной нефтенасыщенности по ГИС.

Часто проектанты поступают не вполне обоснованно, рассчитывая К_выт как разницу между начальной β_нн и остаточной α_он нефтенасыщенностью, отнеся ее к начальной (по средним параметрам для залежи). Остаточную нефтенасыщенность берут при этом по аналогам, невзирая на значительное различие объектов по начальной нефтенасыщенности и проницаемости. Такой подход сопряжен с погрешностями и, следовательно, неприемлем.

Авторы работ α_он и К_выт по зонам ЧНЗ и ВНЗ часто вообще не дифференцируют, хотя это необходимо делать.

Особо отметим, что область с β_нн < 0.35-0.40 экспериментальными данными по он охарактеризована очень слабо. Каким принять здесь он в различных типах коллекторов для большинства проектантов — загадка.

Таким образом, разделы по определению α_он и К_выт в представляемых документах требуют более серьезной проработки.

Анализ реализации ранее утвержденного проектного документа

Как правило, авторы не приводят проектные карты из предыдущего документа с указанием на них пробуренных (проектных и непроектных), а также непробуренных скважин. Отсутствует сравнение контуров залежей по предыдущему и вновь составленному документам. Не делается анализ выполнения комплекса специальных исследований, предусмотренных в ранее утвержденной работе. Нет авторской позиции по оценке степени реализации документа и причинах его невыполнения.

Анализ разработки месторождения

Основное замечание к большинству документов – отсутствие связи между результатами разработки и геолого-физической характеристикой скважин, их ФЕС и особенностями геологического строения залежей. Без этого анализ превращается в бессмысленное перечисление цифр, то есть в «голую» статистику.

Практически никто из проектантов не анализирует степень вскрытия перфорацией по толщине продуктивного разреза в пробуренных скважинах. Не изучаются ФЕС и насыщенность неперфорированных пропластков, не оцениваются их предполагаемые дебиты.

При анализе энергетики залежей проектанты не обращают внимания на «возраст» и представительность поскважинных замеров Р_пл.

Не делают научно обоснованных выводов о допустимости (недопустимости) снижения Р_пл при разработке залежей без ППД (на естественном режиме), в т.ч. по наиболее «тревожным» зонам и скважинам. Отсутствуют рекомендации о необходимости ограничения здесь отборов жидкости.

Не анализируются режимы эксплуатации скважин (Р_пл, Р_заб, Н_дин и т.д.), эффективность работы глубинно- насосного оборудования.

Часто исполнители вообще не приводят стандартные карты изобар (в изолиниях). Например, «Синко», 2003 г. по Мыхлорскому и Руфьеганскому; СибНИИНП, 2003 г., по Западно-Ермаковскому; ООО «Тандем», 2002 г., по Западно-Угутскому; ООО «Гео Дэйта Консалтинг», 2001 г. по Западно-Могутлорскому месторождениям и др.

Компьютерное отображение карт Р_пл с помощью современных зарубежных пакетов моделирования, как правило, слабо информативно и практически непригодно для выполнения конкретного анализа разработки.

Исполнители во многих проектах на картах разработки, накопленных отборов и других не отрисовывают изопахиты h_н.

За всю историю разработки не приводятся по «госплановской форме» данные по пластам, а иногда и по месторождению в целом.

При обработке результатов потокометрии авторы большинства работ не дают суммарной, обобщенной картины охвата пластов выработкой по разрезу (К_рт), не анализируют ФЕС работающих и неработающих пропластков. Отсутствуют рекомендации по интенсификации добычи из неработающих пропластков.

Часто в неудовлетворительном виде представляется анализ фактической эффективности геолого-технических мероприятий, выполненных на скважинах (ГРП, ОПЗ, МУНы и т.д.). Как правило, отсутствуют помесячные графики (или табличные данные) показателей за 3-6 месяцев до и после проведения ГТМ (q_н, q_ж, f_в).

Совмещение дат проведения работ (приведение их к одной ординате) по всей группе обработанных скважин позволяет наглядно представить основные усредненные показатели эффективности (кратность ГРП и т.д.). К сожалению, таких графиков исполнители часто не приводят.

Авторы слабо используют опыт разработки соседних месторождений. Не приводят геологические параметры объектов-аналогов и результаты их эксплуатации. В первую очередь, это было бы весьма интересно для сложных аномальных объектов: пласты Ю₀, абалакская свита (ЮК₁), Ю₂, ачимовская толща и др.

Некоторые авторы не могут четко сформулировать обобщающие выводы об основных проблемах текущего этапа разработки месторождения. Отсюда не ясно, что делать с месторождением дальше.

Фильтрационные модели пластов (ФМП)

Абсолютное большинство проектных организаций, представлявших работы на рассмотрение ТО ЦКР по ХМАО, используют для гидродинамического моделирования отечественный программный комплекс «Техсхема» (авторы — В.П.Майер, Ю.Е.Батурин, г.Тюмень). Однако не все авторы делают это на высоком уровне.

Многие работы отличаются слабым уровнем представления созданных ФМП и не ясно, как фактически использовались они при проектировании разработки.

Обычно в работах отсутствует графическое отображение моделируемой сеточной области на карте объекта (в плане).

Иногда проектанты проводят границу моделируемой области почти по внешнему контуру нефтеносности (Толумское месторождение на Дорожном ЛУ, исполнитель ООО «Сибтехнефть», 2002 г.; Мыхлорское месторождение, исполнитель «Синко», 2003 г. и др.).

Это делает модель недостоверной по прогнозу энергетики залежей и дебитов скважин, т.к. объем и влияние законтурной области в модели представлены неправильно.

Во многих работах отсутствуют используемые в расчетах кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Если приводятся экспериментальные диаграммы ОФП, то не указывается, как они модифицированы для использования их в моделях.

Применение ошибочных ОФП может вызвать нелогичное изменение дебита жидкости (q_ж). Например, в документе «НижневартовскНИПИнефть», 2003 г. по Верхне-Черногорскому месторождению q_ж за 10 лет по пласту ЮВ₁ возрастает более, чем в 5 раз, – с 25 до 127 т/сут, что практически невозможно. В ряде работ ТФ «СургутНИПИнефть», 2002 г., максимальный уровень добычи жидкости достигается в последний год разработки. В основном, это следствие ошибочно принятых ОФП.

Иногда в моделях пластов неправильно интерполируются значения β_нн и α_он в краевых и водонефтяных зонах залежей.

Авторы, использующие сложные зарубежные программные комплексы моделирования, часто не могут прокомментировать, как в модели учтена прерывистость пластов, т.е. какова зависимость К_охв–f (ПСС). Это приводит к завышению КИН в пользу редких сеток, что в конечном итоге ущемляет интересы государства. Такие зависимости должны обязательно использоваться во всех проектных документах, невзирая на уверения авторов, что в моделях у них все это учтено.

В проектных документах не всегда четко представляются результаты поскважинной адаптации модели к истории по накопленной добыче нефти и воды, а также энергетика скважин (Р_пл, Р_заб). Обычно авторы ограничиваются общими данными в целом по залежи, чего явно недостаточно для проверки правильности модели.

В неудовлетворительном виде представляются результаты конкретного использования созданных моделей для проектирования разработки, в частности, нет полей пластовых давлений на различные даты прогноза, нет картины выработанности запасов по разрезу по отдельным пластам, составляющим эксплуатационный объект. Особенно здесь интересны пласты, представленные низкопроницаемыми коллекторами (НПК). Часто карты остаточных запасов нефти представляются в виде, трудном для понимания, а карты подвижных текущих (остаточных) запасов вообще не строятся. Отсутствуют эти данные и на последний год разработки.

Отдельные проектанты (ЮганскНИПИнефть, Южно-Киняминское месторождение, 2003 г.) используют в своих работах устаревшие двумерные модели, неприемлемые для моделирования сложных многослойных пластов, требующих современного трехмерного моделирования. Представляется, что заказчик работ (в данном случае ОАО «Сургутгазпром») должен иметь полное представление о том, на каких программных продуктах работает исполнитель.

Таким образом, выработка запасов УВ из сложных объектов в динамике с использованием трехмерного моделирования нуждается в адекватном, в том числе и графическом представлении.

Выделение эксплуатационных объектов (ЭО)

В проектных документах, представляемых на рассмотрение ТО ЦКР по ХМАО, обоснование выделения ЭО, как правило, осуществляется весьма слабо, а точнее сказать, непрофессионально.

В основной массе документов авторы вообще не рассматривают технико-экономические варианты самостоятельной разработки отдельных пластов, входящих в состав какого-либо горизонта или ЭО.

Авторы большинства документов даже не рассчитывают в работах примерные удельные НИЗ нефти на 1 скважину при различном подходе к разработке пластов в зависимости от h_н и ПСС. А такие данные весьма важны для понимания обоснованности оптимального выделения ЭО.

К настоящему времени из документов по месторождениям ХМАО практически исчезли перспективные варианты, предусматривающие раздельную закачку воды в нагнетательные скважины при совместной добыче нефти в добывающих скважинах, особо в мощных продуктивных разрезах.

Например, на Приобском месторождении (правобережная часть) единым фильтром совместно разрабатывается большая нефтенасыщенная толща пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ (до 50-60 метров и более), различающихся по проницаемости в конкретных скважинах в 10 раз и более.

Общеизвестно, и это показывает моделирование (если правильно задать охват и ФЕС), что объединение пластов с подобным соотношением ФЕС снижает конечный КИН на несколько «пунктов» (иногда до 10 и более). Причем теряются здесь, большей частью безвозвратно, запасы нефти по низкопроницаемым пластам (типа АС₁₂).

Раздельная разработка таких пластов способна значительно увеличить конечный КИН и дополнительно прирастить многие десятки миллионов тонн извлекаемых запасов нефти. Это равносильно открытию и вводу в разработку нового крупного месторождения в освоенном районе.

Технологические варианты разработки

Основные требования, предъявляемые экспертизой к рассматриваемым вариантам разработки, следующие:

• количество вариантов должно быть достаточным для выбора оптимального;
• варианты должны отличаться друг от друга по ключевым параметрам (ПСС, количество скважин, система воздействия, режим разработки и т.д.);
• рекомендуемая система разработки (рядная, площадные и др.) в конечном итоге должна соответствовать геологической характеристике объекта (прерывистость, проницаемость, гидропроводность и др.)

В некоторых работах, например СибНИИНП (Западно-Ермаковское, Чехлонейское месторождения, 2003 г.) вместо действительно серьезных вариантов представлялись так называемые «псевдоварианты». Последние отличаются лишь небольшими объемами ГТМ (практически без бурения новых скважин).

Другие авторы (ООО «Тандем», Западно-Угутское, 2002 г., Тагайское, 2003 г. месторождения) наоборот рассматривают чрезмерно разреженные интервалы ПСС – 12.5; 25; 50; 100 га/скв. Для опытного проектанта совершенно очевидно (даже судя по величине удельного НИЗ нефти на 1 скважину), что сетки 12.5 и 100 га/скв. здесь явно лишние и при выборе рациональной ПСС не играют никакой роли. В настоящее время они вообще в ХМАО нигде не применяются. Более значимый для практики интервал — 25-50 га/скв. требует дополнительного проведения расчетов по промежуточным сеткам ~ 30 и 40 га/скв. Однако авторы на рассмотрение ТО ЦКР по ХМАО этих необходимых расчетов не представили и не нашли действительно рационального варианта разработки.

Другие замечания авторам по набору вариантов разработки следующие:

• как правило, не рассчитывается вариант разработки залежей на естественном режиме (без ППД), а ведь это своеобразный «нулевой» вариант;
• не приводится вариант разработки залежи нефти с заводнением, но без применения методов интенсификации разработки (ГРП, ОПЗ, ГС и др.). Это «базовый» вариант;
• не представляются технологические показатели эксплуатации отдельно по ГС и многозабойным скважинам (МЗС) в вариантах с ГС и МЗС, в связи с чем комиссии не видна их эффективность;
• не рассматриваются варианты разработки залежей при разных Р_заб (в т.ч. со снижением Р_заб на 15-20% ниже Р_нас ). Отсутствие этих вариантов характерно практически для всех документов ТФ «СургутНИПИнефть»;
• многие исполнители (кроме ТФ «СургутНИПИнефть»), как правило, вообще не прорабатывают новые, усовершенствованные, комбинированные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов, в первую очередь, с применением зарезки боковых стволов.

Часто отсутствует регламентная таблица П.3.8 – параметры для проектирования. Иногда исполнители исследуют в документах явно надуманные, заведомо проигрышные, неработоспособные системы разработки. Так, «ЮганскНИПИнефть» по Южно-Киняминскому месторождению в 2003 г. представил к рассмотрению экзотическую 2-рядную систему разработки для пласта Ю₁ с большой площадью нефтеносности. Между тем их неконкурентоспособность учеными установлена многие десятилетия назад, на практике они нигде не применялись. Зачем изобретать «велосипед»?

Ярким примером несоответствия предлагаемой проектантами системы разработки и геологической характеристики объекта может быть Яхлинское месторождение (см. работу ООО «Сибтехнефть», 2001 г.). На объект ЮК_2-6 уже пробурено 78 скважин, средний дебит нефти крайне низкий – 1.4 т/сут, жидкости – 3.6 т/сут. Продуктивные пласты имеют очень низкую проницаемость – 1-7 мД. (Автор статьи вполне солидарен с предложением профессора С.Н.Закирова об отказе от единиц системы СИ в отечественной геологии и разработке. Например, проницаемость следует приводить не в [мкм²], а в [мДарси] и т.д. Даже в передовой зарубежной печати США (см.журнал «Oil and Gas») используют размерность в мД, а не в мкм². Этот следует учесть в новой редакции РД по проектированию.) То есть, месторождение вообще фактически не работает из-за плохих характеристик коллекторов.

Что же предложили авторы для реанимации этого «мертвого» месторождения? Практически ничего. В документе рекомендовано организовать лишь некое («мифическое») избирательное воздействие с недопустимо высоким для НПК соотношением добывающих и нагнетательных скважин: по пласту Ю_2-3 – 5.8; по пласту Ю₄ – 6.3 (!) и при расстоянии от очага до части добывающих скважин 700-800 м и более.

Студенту ясно, что эти проектные решения, на которых, кстати, горячо настаивали как сами проектанты, так и специалисты ТПП «Урайнефтегаз», ни к какой реанимации месторождения не приведут, а только затянут на несколько лет внедрение действительно эффективных подходов. Эффективные подходы, несомненно, существуют. О них говорилось на заседании ТО ЦКР по ХМАО.

Таким образом, исполнителям проектных документов рекомендуем значительно расширить круг рассматриваемых технологий, вариантов разработки и более тщательно прорабатывать эффекты от внедрения новых технологий (ГТМ,МУН,снижения Р_заб и др.).

Технологические показатели разработки

Несмотря на то, что РД по проектированию ограничивает период расчета технологических показателей тридцатью годами (а далее по периодам), в ППЭ — двадцатью, на практике лучше их представлять в динамике за весь технологический срок (до 98%-ной обводненности или года достижения предельного минимального дебита по нефти 1 т/сут). Примерно такой подход реализован в работах ТФ «СургутНИПИнефть».

Это позволяет сразу выявить некоторые гипотетические нежизнеспособные варианты разработки со сроками извлечения утвержденных запасов 100-200 лет.

Если месторождение состоит из нескольких залежей, то показатели следует рассчитать по каждой залежи в отдельности. Не все проектанты это знают (см.работу, например, ООО «Тандем» по Тагайскому месторождению, 2003 г.) и показатели дают только в целом по месторождению. Для проектирования обустройства этого недостаточно.

Было бы правильно, если бы авторы приводили также показатели разработки раздельно по категориям ВС₁ и С₂. Иногда на многопластовых месторождениях их разделение может быть затруднено, но с некоторыми допущениями все же возможно.

Если участок пробной эксплуатации (УПЭ) «вырезается» из варианта полного развития, то показатели по УПЭ должны быть приведены в динамике за период, который требует РД (20 лет). Авторы большинства работ этого не делают.

В проекте пробной эксплуатации или технологической схеме опытно-промышленной разработки весьма важно представить вариант полного развития нефтедобычи по месторождению в целом, с учетом запасов всех имеющихся на Государственном балансе продуктивных пластов. Как правило, при этом за базу принимают 100% запасов категории С₁ и 50% запасов категории С₂. Во многих работах вариант на полное развитие рассчитывается недостаточно обоснованно.

В документах весьма важно планировать технологически реальные сроки разбуривания месторождения. Например, Приразломное месторождение при сохранении на перспективу фактических объемов проходки будет разбуриваться еще почти 100 лет, т.е. фактически происходит длительная консервация большого объема запасов промышленных категорий.

Технологически обоснованные, разумные сроки эксплуатационного разбуривания основного фонда обычно составляют:

                      Сроки          Темп бурения,%

Мелкое месторождение 3-5 лет 20-30

Среднее месторождение 6-10 лет 10-17

Крупное месторождение 10-15 лет 7-10

Уникальное месторождение 20-30 лет 3-5

Кстати, в некоторых работах авторы неправильно определяют среднюю глубину вновь буримых скважин. Чаще происходит ее завышение. Это, естественно, удорожает стоимость бурения скважин и ухудшает экономику проекта.

По рекомендуемому варианту разработки на схеме размещения скважин необходимо отобразить «ковер разбуривания» месторождения по годам. Это позволит проконтролировать обоснованность назначения таких важных показателей, как дебит новых скважин по нефти, входная обводненность и др. Пока в большинстве проектов «ковер бурения» для месторождения проектанты вообще не представляют.

Нефтеотдача пластов

Во многих проектных документах игнорируется важнейший раздел 4.3 РД по анализу расчетных КИН по вариантам разработки. Таблица П.4.9 РД о расшифровке КИН на составляющие (К_выт, К_охв, К_зав) по всем представленным вариантам в сравнении с утвержденным ГКЗ вообще не приводится.

Это не позволяет органам государственной экспертизы контролировать обоснованность представленных проектных решений в части обеспечения полноты извлечения запасов УВ из недр. Такой подход к проектированию недопустим.

Исполнители должны помнить о том, что рекомендуемый ими вариант разработки должен обеспечивать по категории АВС₁ извлечение утвержденных запасов и достижение утвержденного КИН. Это незыблемый постулат проектирования разработки.

Программа доразведки лицензионного участка

Не во всех документах ясно изложены программы доразведочных работ, в частности, планы недропользователя по бурению поисковых и разведочных скважин, проведению сейсмики 2D и 3D, дополнительному изучению геологического строения залежей современными методами (ВСП, СЛБО, ТИГР ВБИ, анализ геохимии компонентов среды на поверхности, аэрокосмические технологии и т.д.).

Для многопластовых месторождений УВ желательно, чтобы проектируемые разведочные скважины были нанесены на структурные карты каждого разведываемого пласта в отдельности. Практически никто из проектантов этого не делает.

В программе доразведки не всегда указываются планируемые объемы отбора керна (пог.м), глубинных проб нефти и воды из каждого пласта.

Планируемые объемы не всегда представлены в виде графика их реализации с оценкой затрат на проведение полевых работ, на обработку и интерпретацию полученных материалов, на тематические исследования (изучение керна и нефтей, построение сейсмогеологических моделей пластов, подсчет запасов и т.д.).

Программа доразведки будет иметь завершенный вид, если в итоге составить график прироста и перевода запасов в высшие (промышленные) категории, а также оценить ожидаемые удельные показатели эффективности работ по ГРР (прирост запасов на 1 скважину, на 1 м проходки и т.д.).

Программа ГТМ (на перспективу)

Чаще всего указанная программа представляется в неудовлетворительном виде. Как правило, эти программы неконкретны, в них отсутствуют объемы внедрения ГТМ в динамике, не оценивается их эффективность по годам (в табличном виде). Не ясна степень влияния ГТМ на общую добычу нефти по месторождению (отсутствуют базовая добыча нефти, дополнительная добыча нефти, процент дополнительной добычи).

Часто срок реализации программы рассчитан лишь на ближайшие 3-5 лет, далее геолого-технические мероприятия вообще не планируются. Представляется, что все эти программы должны составляться в динамике на 30 лет (кроме ППЭ и технологических схем ОПР). Это позволит уточнить экономику проекта.

Нередко авторы для «вытягивания» завышенного, ошибочно утвержденного КИН, закладывают нереальные цифры от внедрения новых технологий. Например, ТомскНИПИнефть в проекте разработки Вахского месторождения запланировал получить дополнительную добычу нефти в объеме около 100 тыс.т на 1 зарезку бокового ствола. И это на поздней стадии разработки при гораздо более скромных фактических результатах эксплуатации скважин основного фонда.

Без учета особенностей геологического строения залежей планируются объемы применения ГРП. Редко проектируются и учитываются в программе ГТМ и МУН повторные ГРП. Моделирование ГРП приводится только по изменению К_прод, поэтому авторы не могут ответить на вопрос о величине полудлины трещины.

В документах практически не рассматриваются варианты с «супер-ГРП», предусматривающие большие объемы закачки проппанта — 50, 100, 200 т/скв. Часто (см. работы ООО «Сибтехнефть») авторы в расчетах ограничивают рекомендуемые объемы закачки проппанта 5-6 т/скв., мотивируя это своим собственным жизненным опытом. Но есть и другой опыт, в том числе и опубликованный.

Весьма важным вопросом при разработке нефтяных залежей различного типа является установление оптимального времени начала закачки воды. Как правило, в рассматриваемых работах на созданных математических моделях пластов это задача вообще не исследуется.

Как правило, в работах не выполняется раздел 5.8 Регламента 1996 г. о практической реализации рекомендуемого варианта. Вероятно, авторы просто не знают, о чем в нем писать.

Планирование исследовательских работ по изучению месторождения

В последнее время, благодаря требовательности ТО ЦКР по ХМАО, проектировщики стали более ответственно подходить к планированию комплекса исследовательских работ на месторождении.

Однако не всегда приведенные программы исследования расписаны по пластам или объектам разработки, как того требует РД, т.е. они составлены лишь в целом по месторождению.

Часто представленные программы исследований имеют общий вид, т.е. неконкретны. Отсюда непонятно, что потом должен контролировать недровладелец.

Иногда программы (см. работы ООО «Сибтехнефть») излишне перегружены и настолько «всеобъемлющие» по выбору направлений (включая бурение, добычу, ППД и т.д.), что теряют геологическую направленность и конкретность и в конечном итоге свой смысл.

Технические вопросы

Бурение скважин

• не приводятся профили буримых скважин;
• не обосновываются принятые предельные отходы забоя от оси скважины;
• предлагаются устаревшие рецептуры буровых растворов;
• не указывается плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта;
• не учитываются (в ряде случаев) сильно сниженные Рпл (в залежах, разрабатываемых без ППД) при планировании бурения новых соседних (уплотняющих) скважин;
• отсутствуют данные о скин-факторе пробуренных скважин;
• отсутствуют требования и рекомендации по бурению ГС (и осуществлению ЗВС), в то время как это предусмотрено технологическим вариантом;
• рекомендуется применение в добывающих и нагнетательных скважинах технологически устаревшей 146-мм эксплуатационной колонны. Желательно – 168-мм, а иногда и более;
• нередко направление горизонтальной части ствола совершенно не стыкуется с местоположением кустовых площадок.

Способы эксплуатации скважин

• отсутствует анализ режимов эксплуатации пробуренных добывающих скважин (Р_пл, Р_заб, Р, Н_дин и т.д.) и причины их ремонтов;
• отсутствуют рекомендации по оптимизации работы глубинно-насосного оборудования в добывающих скважинах, а также предполагаемая эффективность этих работ (дополнительная добыча нефти, т/сут);
• по специальным программам диагностики не проводится компьютерный анализ соответствия применяемого оборудования добывным возможностям скважин (по К_прод, газосодержанию на приеме насоса и т.д.);
• отсутствуют регламентные таблицы по ТТДН.

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин

Во многих работах вообще отсутствуют рекомендации по борьбе с отложениями парафина, солей, выносом механических примесей, а также с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Система ППД

• не всегда рассматривается в динамике баланс типов закачиваемых вод (пресная, сеноманская, подтоварная);
• отсутствует рекомендуемая величина устьевого давления закачки в нагнетательных скважинах;
• рекомендация по устаревшим (но, к сожалению, ныне еще действующим) инструкциям завышенных величин содержания ТВВ и нефтепродуктов в закачиваемой воде;
• отсутствует серьезная проработка целесообразности высокой очистки закачиваемой воды для особо низкопроницаемых (менее 5 мД) коллекторов.

Экологические вопросы

В недостаточно полном виде в проектах приводится раздел с рекомендациями по охране недр.

Не формулируются задачи по осуществлению мониторинга ранее (иногда десятилетия назад) пробуренных (но не ликвидированных) разведочных скважин, находящихся на территории лицензионного участка.

В рассматриваемых работах раздел «Экология» носит чаще всего декларативный характер. На это есть и объективные причины: как правило, еще отсутствует проект обустройства.

Отдельные исполнители просто переписывают раздел «Экология» из предыдущего документа, но без каких-либо ссылок на источник (см. работы СибНИИНП, 2003 г. по Западно-Ермаковскому и Чехлонейскому месторождениям). Таким образом, происходит кража чужой интеллектуальной собственности. К сожалению, подобное явление (без ссылок) достаточно распространено в практике проектирования разработки нефтяных месторождений Тюменского региона.

Экономика проекта

Замечания к экономической оценке проектов разработки будут рассмотрены в рамках отдельной статьи.

Уровень презентаций

Нередко качество демонстрационных материалов, представленных авторами работ, на заседания ТО ЦКР по ХМАО, неудовлетворительное. Авторы забывают, что презентация является важнейшим завершающим этапом выполнения работы и требует специальной, целенаправленной подготовки.

В заключение автор выражает надежду, что сделанные замечания окажутся полезными для специалистов, занимающихся составлением проектных документов по разработке нефтяных месторождений на территории ХМАО.