По распределенному и нераспределенному фонду недр для обоснования Программы ГРР на 2000г. было представлено много новых материалов как по геологическому строению недр, так и по методике разведки. Достаточно широко начали применяться кресты сейсмических профилей, удешевляющие и ускоряющие разведку. После бурения первых поисковых и оценочных скважин закладывается крест сейсмопрофилей, согласованный с предполагаемой конфигурацией выявленной залежи и проходящий через пробуренные скважины с ВСП. На этом основании уточняется строение объекта и закладываются разведочные скважины.

Все большую роль начинает играть трехмерная сейсморазведка. Однако здесь возникает немало проблем. Так, если по материалам 3Д выявлена серия мелких линзочек и мелких куполков и на каждом из этих объектов потребуется пробурить свою поисково-оценочную скважину, общий экономический эффект становится неопределенным. Назрела необходимость перейти от демонстрации геологической интересности получаемых материалов к расчету экономической эффективности 3Д на различных стадиях разведки.

В связи с тем, что в пределах наиболее крупных месторождений, давно введенных в разработку, прогнозируется большое количество новых (пропущенных ранее) залежей, возникла проблема изучения этих месторождений современными сейсмическими методами, так как поверхность интенсивно обустроена трубопроводами и другими сооружениями. С современных позиций, Самотлорское, Федоровское и ряд других месторождений изучены крайне недостаточно сейсморазведкой для детализации их строения. Компании пытаются искать различные пути решения этой проблемы. Так, на Самотлорском месторождении была проведена сейсморазведка по внутрипромысловым дорогам с использованием вибросейсов. Это позволило, в частности, подготовить целую серию перспективных ловушек в верхнеюрских отложениях.

Совершенствуются технологии, позволяющие осваивать запасы объектов сложного геологического строения, делая тем самым неактивные запасы активными. Так, Сургутнефтегаз успешно осваивает кремнисто-известковисто-битуминозные аргиллиты баженовской свиты. СП Ваньеганнефть научился эффективно добывать вязкую нефть из пластов ПК.

На многих старых месторождениях выявляются новые «пропущенные ранее» залежи, перерывы, несогласия, в частности, пласт АВ₈ на Ватьеганском месторождении, расширяющие возможности обнаружения новых стратиграфически экранированных залежей.

Разведка, связанная с детализацией строения коллекторов и с применением при испытании скважин инновационных методов, показала, что из пластов Ю_2-3 могут быть получены устойчивые промышленные дебиты (Сургутнефтегаз).

Выявлены новые пласты, новые зоны распространения продуктивных пластов (БС_2-3 на Западно-Малобалыкском, БС₄ южнее Лянторского месторождения, АС_5-6 во Фроловской зоне, получен промышленный приток нефти из доюрских образований на Ваньеганском месторождении и др.). Существенно возросли перспективы нефтегазоносности южной части Шаимского района в связи с открытием Южно-Иусского месторождения. Расширяются в северном направлении перспективы нефтеносности валанжинских пластов Самотлора (Черногорнефть), в южном направлении перспективы Коттынской зоны.

По материалам бурения, сейсморазведки все более четко определяются пространственные закономерности в размещении залежей. Продуктивные зоны, залежи образуют цепочки определенного направления. Так, под Самотлорским месторождением в определенные цепочки выстраиваются залежи в пласте Ю₁, продуктивные полосы северо-северо-восточного простирания фиксируются на Ай-Пимском месторождении и других .

Основные решения Совещания приведены в итоговом Протоколе, который мы публикуем полностью.

ИТОГОВЫЙ ПРОТОКОЛ

совещания по рассмотрению хода выполнения геологоразведочных работ в 1999 г. и предложений на 2000 г. за счет ставок отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы и прочих источников финансирования по ХМАО

г. Сургут 19–24 апреля 1999 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

Сопредседатели: Н.А.Сергеева, В.И.Карасев

Министерство природных ресурсов РФ Н.А.Рудченко, А.Г.Антонов

Минтопэнерго РФ В.Л.Зубайраев, И.И.Мартынова

Минэкономики РФ Э.А. Шмелев

Комитет природных ресурсов по ХМАО С.Ю.Шутько, О.И.Аленичева

Администрация ХМАО В.Ф. Панов

Научно-аналитический центр РН ХМАО В.И.Шпильман, Е.А.Тепляков, С.Г.Кузменков, В.М.Южакова, Ю.А. Тренин

Представители 33 компаний-недропользователей.

 1. Итоги 1998 года

Начальные извлекаемые потенциальные ресурсы нефти на территории ХМАО оцениваются в 39,6 млрд.т.

К настоящему времени половина потенциальных ресурсов переведена в выявленные запасы категории АВС₁С₂. Остались невыявленными 20 млрд.т извлекаемых ресурсов, это около 10 тыс. залежей, в основном мелких и средних по запасам, из них 3,5 млрд. т предполагаются приуроченными к известным, подготовленным, в основном сейсморазведкой, ловушкам. По состоянию на 1.01.1999 г. в ХМАО открыто 397 месторождений, из них 343 нефтяных, месторождения в основном многопластовые.

Основными направлениями геологоразведочных работ в 1998 г., выполняемых по Территориальной программе, являлись:

1. Изучение и уточнение геологического строения месторождений и опоискование перспективных площадей вблизи разрабатываемых месторождений распределенного фонда недр, за счет ставок ВМСБ, оставляемых в распоряжении компаний.
2. В пределах нераспределенного фонда опоискование наиболее перспективных в нефтегазоносном отношении зон, постановка поискового бурения на подготовленные ловушки, проведение сейсморазведочных и научно-исследовательских, тематических работ за счет ставок ВМСБ, которые аккумулируются в субъекте РФ.

В целом по ХМАО, в результате реализации Территориальной программы за 1998 г., в пределах распределенного и нераспределенного фонда недр, общий объем поисково-разведочного бурения, выполненный нефтегазодобывающими и геолого-разведочными предприятиями составил 608484 м (из них поисковое 413777 м, разведочное 194553 м), объем произведенных сейсморазведочных работ составил 2Д- 22658.5 пог. км профилей, 3Д- 2308,2 км², гравиметрических работ на площади 850,4 км². Получен прирост запасов нефти по категории С₁-110,7 млн.т, С₂-125,7 млн.т, подготовлено 106 ловушек с ресурсами С₃ - 175 млн.т, открыто 20 месторождений, 35 залежей. Добыча нефти составила 166,8 млн.т.

Таким образом, прирост запасов категорий С₁+С₂ восполняет добычу по ХМАО.

2. Нераспределенный фонд недр

В 1998 г. основной проблемой были неплатежи со стороны крупнейших НК ОАО «ЮКОС», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и снижение налогооблагаемой базы начисления ставок ВМСБ за счет установления предельно низкой внутрикорпоративной цены реализации нефти.

Дефицит средств от планируемых составил более 600 млн. руб. В результате физические объемы буровых работ по нераспределенному фонду на 1999 г. скорректированы на 60% и сейсмические на 20%. Такое положение крайне негативно сказалось на геологоразведочных предприятиях.

В результате реализации Территориальной программы (за счет ставок ВМСБ, аккумулируемых в бюджете ХМАО) на нераспределенном фонде недр, получен прирост запасов по категории С₁-18,2 млн.т, С₂-51.1 млн.т. В течение 1998 г. геологоразведочные работы проводились в пределах 42 мини-проектов, по 11 мини-проектам реализация ГРР закончена. Введено в бурение 36 объектов с ресурсами С₃-162.5 млн.т. Закончено строительством 74 скважины, из них 24 с промышленными притоками (32.4%).

Пробурено 188079 м горных пород, что составляет 83.3% от плана. Эффективность работ по категории С₁+С₂ составила 369 т/м.

За 1998 год открыто 18 новых месторождений, в том числе:

• 1 газовое — Супринское (пласт Ю₂);
• 16 нефтяных: Восточно-Тюменское (пласты БВ₁₀¹, БВ₁₀²), Люк-Пайское (пласт Ю₁²), Окуневское (пласт Ю₁²), Северо-Ингольское (пласт Ю₁^1б, Среднекондинское (пласты АС₉, АС₁₁¹,АС₁₁²), Малокондинское (пласт АС₁₀²), Логачевское (пласты АС₁₁¹, АС₁₂¹, АС₁₂², Ю₁, Ю₂), Новобыстринское (пласт Ю₂), Котыльинское (пласт Т), Хопынгъюганское (пласт Ю₁), Западно-Сукурьяунское (пласт Ю₀^к(1)), Токайское (пласт Ю₁²), Бинштоковское (пласты Ю₂, Ю₄), Восточно-Юганское (пласты Ю₁¹, Ю₂, Ю₃), Мишаевское (пласт Ю₁¹), Северо-Рогожниковское (пласт ЮК₁).

В нераспределенном фонде на Калиновом поисковом участке ОАО «Варьеганнефть» за счет собственных средств открыто Северо-Калиновое нефтяное месторождение.

Основой научно-исследовательских работ являлась реализация следующих направлений:

1. Обобщение геолого-геофизических материалов по крупным высокоперспективным зонам.Реализация 6 зон обобщения геолого-геофизического материала. Суммарная площадь зон составляет 45% площади ХМАО и содержит до 80% потенциальных ресурсов. На основе ревизии всех данных, с применением специальных программно-аппаратных интерпретационных систем создаются цифровые модели зон с последующими мониторинговыми задачами сопровождения ГРР. Ожидаемый прирост локализованных ресурсов С₃ в 2000-2001 гг. составит 200-250 млн.т.
2. Создание зональных и региональных моделей нефтеперспективных комплексов.
   • Ачимовская толща;
   • Верхнеюрская толща;
   • Пласты Ю_10-11.
3. Реализация “сквозной” палеозойской программы изучения недр.До сих пор проблема нефтеносности приконтактной зоны фундамента и осадочногго чехла находится на стадии общих геологических представлений. В 1998 г. проведена систематизация данных по 1910 скважинам, вскрывших фундамент (СНИИГИМС). Определены районы возможного развития кор выветривания и базальных пластов. Проведены работы по изучению развития нижне- среднеюрских покрышек (НАЦ РН). Особенно перспективен восточный район, где нефтеносность фундамента прогнозируется в карбонатных толщах зоны сочленения Западно-Сибирской и Восточно-Сибирской платформ и ловушках примыкания в областях дезинтеграции гранитоидов Верхне-Колик-Еганской и Сабунской зон.

 Выделяются наиболее интересные зоны нефтегазоносности, на которых в 1998 г. проводились ГРР.

Восточный район

Площадь 70 тыс.км², ресурсы С₃-Д₀ -240 млн.т. В результате проводимых ГРР подтвердилась высокая перспективность верхнеюрских отложений Александровсого мегавала и его восточного погружения. Открыто 4 высокодебитных месторождения. Три блока востребованы на 6-м конкурсе-аукционе, 4 выставлены на 7-й. Дальнейшее опоискование структурных ловушек и ловушек примыкания в погруженных частях вала будет осуществляться в 8 блоках, из них в 1999 г. в 6 блоках. По результатам обобщения материалов вырисовывается перспективный слабоизученный вал восточнее Александровского мегавала. Особый интерес представляет зона сочленения Западно-Сибирской плиты с высокоперспективными землями Красноярского края, объект ГРР 2000-2005 гг.

Приобско-Айпимская зона

Подтверждена перспективность клиноформной и шельфовой частей пластов АС9-АС12, Ю2-4 и коры выветривания на 6 мини-проектах, открыто 3 месторождения. Площадь зоны 78 тыс.км2, ресурсы С3-Д0 — 910 млн.т. В этой зоне комплексно изучаются сложнопостроенные баженовские отложения и тюменская свита. Большие надежды с подготовкой значительного числа ловушек связываются с результатами проводимых по этой зоне обобщающих работ.

Западная зона

Площадь 162 тыс.км, ресурсы С₃-Д₀ -400 млн.т.

Особый интерес вызывают результаты ГРР на юго-западе в Пулытьинской зоне, где открыто высокопродуктивное Иусское нефтегазоконденсатное месторождение. К отложениям коры выветривания приурочена газовая залежь пластово-сводового типа. Высота залежи 100 м.

В пласте Т₁ открыта литологически экранированная залежь, где из скв.8002 с глубины 1380 м получен приток нефти 172.8 м³/сут на 10-мм штуцере.

3. Распределенный фонд недр

Общий объем поисково-разведочного бурения в пределах лицензионных участков нефтегазодобывающих, геологоразведочных предприятий составил по итогам 1998 г. 422,7 тыс.м, объем произведенных сейсморазведочных работ 2Д — 13.9 тыс.пог.км, 3Д — 3 тыс. км², гравиметрических работ на площади 850,4 км².

Прирост запасов категории С₁ составил 65.7,0 млн.т, категории С₂ - 81.6 млн.т. Подготовлено ресурсов С₃ - 39 млн.т. Кроме того, прирост запасов категории С₁ за счет эксплуатационного бурения составил 26.1 млн.т, категории С₂ - 9.2 млн.т. Эффективность составила 184 т/м.

Открыто 2 месторождения (Андреевское и Западно-Ермаковское) и 30 новых залежей.

Проводимые предприятиями геологоразведочные работы по своим качественным и количественным показателям соответствуют запланированным.

Основными направлениями проведения ГРР компаниями являлись следующие:

• опоискование месторождений-спутников;
• выявление пропущенных залежей и изучение перспективных нижележащих горизонтов;
• опытные работы по повышению КИН (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Сургутнефтегаз», СП «Черногорское);
• изучение нетрадиционных объектов (СП «Ваньеганнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»).

Практически по всем компаниям интенсивно продолжилась работа по формированию цифровых архивов первичной геолого-геофизической информации. Начаты работы по созданию цифровых геолого-геофизических, гидродинамических моделей месторождений. Наиболее далеко в этом направлении продвинулись СП «Ваньеганнефть», Корпорация «Югранефть», ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Мегионнефтегаз», «Юкос-Гео», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Варьеганнефтегаз».

Следует отметить по ряду компаний выполнение за счет собственных опытных работ по повышению КИН, проведению 3Д сейсмических работ.

В результате рассмотрения программ ГРР по 33 компаниям и нераспределенному фонду недр

Совещание отмечает:

1. Неплатежи в 1998 г. со стороны крупнейших компаний и снижение налогооблагаемой базы начисления ставок ВМСБ за счет установления предельно низкой внутрикорпоративной цены реализации нефти привели к необходимости корректировки объемов ГРР на 1999 г. и будущему снижению плановых показателей.
2. Эффективную работу по геологическому изучению недр следующих предприятий ОАО «Сургутнефтегаз», СП «Ваньеганнефть», СП «Черногорское», СП «Соболь», АО «Хантыман-сийскНГГ». Выполнение значительного объема ГРР за счет собственных средств АНК « Башнефть», АО «ХантымансийскНГГ».
3. Применение интерпретационных технологий динамического анализа данных 2Д сейсмики, в том числе с использованием технологий 3Д сейсмических работ является одним из основных направлений повышения эффективности поисковых (локализованные ресурсы), разведочных работ (запасы С₂).
4. Необходимость составления и реализации (совместно с компаниями) единой программы ГРР по ХМАО по изучению перспектив нефтеносности фундамента и зоны контакта с осадочным чехлом.
5. Необходимость продолжения работ по изучению нетрадиционных объектов и отработки технологий нефтедобычи. (баженовская свита — ОАО “Сургутнефтегаз”, абалакская свита — ОАО “Кондпетролеум”).

Совещание постановило:

1. В связи с неплатежами уменьшить оставляемую ставку на ВМСБ на сумму неплатежей следующим компаниям: ОАО “ЮганскНГ”, ОАО“НоябрьскНГ”, ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, ОАО “НижневартовскНГ”, ОАО”Варьеганнефть”, ОАО”Черногорнефть”, ОАО”Томскнефть”.
2. Считать Территориальную программу по ХМАО за 1998 г. по задачам, видам и объемам работ в пределах распределенного и нераспределенного фонда недр выполненной.
3. Считать целесообразным завершить работы, утвержденные на 1999 г. за счет ставок ВМСБ, оставляемых в распоряжении предприятий и аккумулируемых в бюджете ХМАО, для работ на нераспределенном фонде недр в соответствии с ранее утвержденными программами.
4. Утвердить на 2000 г. объемы ГРР по нераспределенному и распределенному фонду недр в соответствии с представленной комплексной программой геологического изучения недр ХМАО, состоящей из программ ГРР компаний и программы геологического изучения нераспределенного фонда недр.
5. На 2000 г. распределение ставок ВМСБ (10%) сохранить согласно Постановлению Правительства РФ №597 и соглашению между Администрацией ХМАО, МПР, Минтопэнерго, Минэкономики РФ в следующем соотношении:
   • 30% перечисляется в бюджет России;
   • 70% аккумулируется в бюджете субъекта федерации -Ханты-Мансийском автономном округе.
   1. Ставку отчислений на ВМСБ по предприятиям и на реализацию ГРР по нераспределенному фонду недр, оставляемую на территории ХМАО, распределить.
   2. Предприятиям открыть целевые банковские счета для аккумуляции отчислений ставки ВМСБ, оставляемой в распоряжении предприятия и оплаты работ по программе ГРР.
   3. Часть средств отчислений на ВМСБ, аккумулируемых в бюджете ХМАО, использовать следующим образом:
      • 2% направить на реализацию ГРР по нераспределенному фонду недр;
      • свыше 2% направить на геологическое изучение недр за пределами ХМАО в соответствии с договором между Администрацией ХМАО, МПР, Минтопэнерго.

Зам.Главы Администрации ХМАО по недропользованию Карасев В.И.

Заместитель руководителя департамента МПР РФ Антонов А.Г.

Минтопэнерго РФ Зубайраев В.Л.

Председатель Комитета Природных ресурсов по ХМАО Сергеева Н.А.

Минэкономики РФ Шмелев Э.А.