Толстолыткин И.П., Туров В.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В первом полугодии 2004 года проведено 10 заседаний, на которых рассмотрено 64 работы, в том числе:

• проект разработки Славинского месторождения;
• два Дополнения к проекту разработки Локосовского и пласта БВ₁₀³ Малочерногорского месторождений;
• уточненный проект разработки Сайгатинского месторождения;
• пять Технологических схем разработки (Восточно-Сургутского, Западно-Пылинского, Ван-Еганского (пласт БВ₁₁), Назаргалеевского, Юкъявинского месторождений);
• два Дополнения к технологическим схемам разработки (Южного и по пласту БВ₁₀² Ван-Еганского месторождений);
• два Проекта пробной эксплуатации (Горстового и Голевого месторождений);
• две Технологические схемы опытно-промышленной разработки (Кечимовского и Урайского месторождений);
• одиннадцать Анализов разработки (Шушминского, Северо-Даниловского, Филипповского, Ем-Еговской+Пальяновской, Талинской и Каменной площадей Красноленинского месторождения, Егурьяхского, Южно-Егурьяхского, Покамасовского, Варьеганского месторождений и викуловских отложений Восточно-Каменной площади Красноленинского месторождения);
• два Технико-экономических обоснования коэффициентов нефтеизвлечения (Курраганского и Южно-Покачевского месторождений);
• тридцать семь Отчетов о выполнении проектных показателей за 2003 г. и геолого-технических мероприятиях для выполнения проектных показателей в 2004 году по предприятиям-недропользователям (ОАО «Тюменнефтегаз», ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», ООО «Западно-Малобалыкское», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ННП», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Мегионнефтегаз», ООО «Белые Ночи», ОАО «Негуснефть», ОАО «Транс-ойл», ОАО «ИНГА», ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Корпорация Югранефть», ОАО ««ТНК-Нягань», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (операторские месторождения), ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» (в том числе ТПП «Когалымнефтегаз», «Покачевнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз»), ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», ООО «Квантум-ойл», ОАО «Мохтикнефть», СП «Черногорское», ОАО НК «Магма», ЗАО «Турсунт», ОАО «Варьеганнефтегаз», СТ ЗАО «Голойл», ОАО «РИТЭК», ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Назымгеодобыча», ОАО «Пайтых-ойл», ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология», ОАО «КанБайкал резорсез ИНК», ОАО «Арчнефтегеология».

На основе заключений экспертизы и результатов рассмотрения представленных работ на заседаниях ТО ЦКР по ХМАО приняты следующие решения:

• Из четырех Проектов и Дополнений к проектам разработки месторождений два приняты в авторском варианте, а Проекты разработки Славинского и Сайгатинского месторождений из-за неполного соответствия требованиям «Регламента» приняты, соответственно, как Технологическая схема разработки и Анализ разработки.
• Из семи Технологических схем разработки и дополнений к ним три работы приняты. Две работы по Ван-Еганскому месторождению (по пластам БВ₁₁ и БВ₁₀²) не приняты из-за отсутствия информации о выработке запасов нефти по скважинам, запланированным к переводу с одного объекта на другой. Технологическая схема разработки Восточно-Сургутского месторождения из-за недостаточного обоснования проектных решений принята в качестве Дополнения к действующей технологической схеме разработки. По такой же причине Технологическая схема разработки Западно-Пылинского месторождения принята в качестве Проекта пробной эксплуатации.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки Кечимовского (пласт Ю₁) и Урайского месторождений, а также Проекты пробной эксплуатации Горстового и Голевого месторождений приняты для реализации.

Анализы разработки по представленным месторождениям приняты для реализации.

ТЭО КИН Южно-Покачевского месторождения принято к сведению из-за недостаточного обоснования рассмотренных вариантов разработки. Недропользователю рекомендовано дать обоснование коэффициентов нефтеизвлечения в Проекте разработки месторождения, который будет представлен на рассмотрение в 2004 году.

При рассмотрении выполнения проектных показателей по нефтедобывающим предприятиям Ханты-Мансийского автономного округа отмечено, что по большому количеству предприятий фактические показатели по добыче нефти отличаются от проектных более чем на 15%, как в большую, так и в меньшую сторону.

Причинами недовыполнения показателей по добыче нефти являются:

• неподтверждение запасов нефти за счет сокращения площади нефтеносности, уменьшения нефтенасыщенных толщин и продуктивности пластов;
• уменьшение объемов бурения и ввода скважин в эксплуатацию по сравнению с проектными величинами;
• отставание с освоением системы ППД;
• невыполнение предусмотренных проектным документом на разработку месторождения объемов геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти;
• отсутствие необходимого для разработки обустройства месторождения;
• плохая работа с фондом скважин (большое количество неработающих скважин).

Превышение проектных показателей по добыче нефти обусловлено:

• более высокими коллекторскими характеристиками продуктивных пластов и, соответственно, более высокими дебитами добывающих скважин;
• быстрыми темпами разбуривания месторождения по сравнению с проектными значениями;
• применением новых высокоэффективных технологий разработки месторождений, не предусмотренных действующим проектным документом на разработку месторождения;
• высокими значениями коэффициентов использования и эксплуатации скважин (качественная работа с фондом скважин).

В результате рассмотрения представленных Недропользователями материалов по выполнению проектных показателей разработки месторождений и учета требований существующего законодательства о необходимости вести разработку месторождений углеводородов в соответствии с действующими проектными документами приняты следующие решения:

1. Из-за значительных отклонений фактических показателей разработки, в том числе по добыче нефти, невыполнения требований проектных документов на разработку месторождений обратиться к Лицензионной комиссии ХМАО с просьбой рассмотреть состояние разработки следующих месторождений:
   • Ермаковской площади Орехово-Ермаковского месторождения, Западно-Ермаковского и Чехлонейского месторождений ОАО «Тюменнефтегаз»;
   • Фаинского, Северо-Салымского, Средне-Балыкского (южная часть), и Западно-Угутского ОАО «Юганскнефтегаз»;
   • Поттым-Ингинское и Восточно-Ингинское ОАО «ИНГА»;
   • Яхлинского ТПП «Урайнефтегаз»;
   • Бахиловского, Верхнеколикъеганского и Сусликовского ОАО «Варьеганнефтегаз».
2. ОАО «РИТЭК» по Кислорскому месторождению из-за неподтверждения запасов нефти и продуктивности залежей провести подсчет запасов и составление ТЭО КИН, по результатам которого определить целесообразность дальнейшей разработки месторождения.
3. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазу» по Кысомскому месторождению из-за нерентабельности его разработки согласовать остановку разработки месторождения с Органами, выдавшими лицензию на право его разработки.
4. По Никольскому месторождению ОАО ТНК «Нижневартовск» обратиться к Органам, выдавшим лицензию на право разработки месторождения, с просьбой рассмотреть вопрос об остановке месторождения до составления нового проектного документа.
5. В связи со значительными расхождениями проектных и фактических показателей разработки Недропользователям рекомендовано составить уточненные проектные документы на разработку:
   • Киняминского, Угутского, Приразломного, Салымского (Ю0), Правдинского и Тепловского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»;
   • Пермяковского и Хохряковского, Гун-Еганского, Новомолодежного ОАО ТНК «Нижневартовск», а также Тюменского по пластам, разрабатываемым без проекта;
   • Советского, Стрежевского, Нижневартовского, Северного и Полуденного ОАО «Томскнефть ВНК»;
   • Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского, Северо-Покурского, Ново-Покурского, Кетовского и Северо-Островного ОАО «Мегионнефтегаз»;
   • Западно-Варьеганского ООО «Белые Ночи»;
   • Печеринского НГДУ «БашСибнефть»;
   • Малочерногорского ОАО Корпорации «Югранефть»;
   • Холмогорского, Пограничного, Приобского и Западно-Пальяновской площади Красноленинского месторождения ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»;
   • Узунского и Аригольского ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
   • Тевлинско-Русскинского, Кустового и Северо-Конитлорского ТПП «Когалымнефтегаз»;
   • Покачевского, Ключевого и Нонг-Еганского ТПП «Покачевнефтегаз»;
   • Трехозерного, Мортымья-Тетеревского, Даниловского, Ловинского и Мансингъянского ТПП «Урайнефтегаз»;
   • Мохтиковского ОАО «Мохтикнефть».
6. ОАО НК «Магма» рекомендовано возобновить бурение скважин на Южном месторождении.

По другим месторождениям вышеперечисленных нефтедобывающих предприятий программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) на 2004 год, составленные в соответствии с требованиями проектных документов, были согласованы.

Рассмотрены и согласованы программы ГТМ на 2004 год по предприятиям: ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», ООО «Транс-ойл», ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», ООО «Квантум-ойл», ЗАО «Турсунт», СТ ЗАО «Голойл» и ОАО «Варьеганнефть».