22-26 февраля 1999 г. состоялось заседание ТКЗ ХМАО, на котором были рассмотрены результаты геологоразведочных работ и подведены итоги по приросту запасов за 1998 г.

В соответствии с принятой в ТКЗ процедурой прохождения и защиты запасов группе специалистов (7 чел.) было поручено произвести экспертизы материалов распределенного фонда недр (РФН) и нераспределенного фонда недр (НФН) по 120 залежам нефти и газа.

Большинство из недропользователей (всего их оказалось 25, включая КПР по ХМАО) в установленные сроки представили информацию по обоснованию изменений в запасах УВ (ГИС, данные по ФЕС, испытанию, физико-химическим свойствам пластовых флюидов и другим ).

Анализ всего объема экспертиз свидетельствует, прежде всего, об отсутствии единой формы представления материалов по приросту (или уменьшению) запасов у многих компаний. В связи с этим было бы очень полезным создать и принять нормативные документы особенно при оперативном подсчете запасов или Регламенте о запасах нефти и газа и перспективных ресурсах углеводородов (УВ) в СУР ХМАО, в формировании которых наиболее целесообразно обеспечить преемственность с учетом предыдущего опыта прошлых лет (например, Инструкцию ГКЗ… 1984 г.) и учесть сложившуюся сегодняшнюю ситуацию (рыночные отношения и др.). Для этого желательна публикация проекта «Регламента…» в «Вестнике недропользователя», основы которого прорабатываются НАЦ РН ХМАО. Затем после обсуждения среди недропользователей, представителей СУР ХМАО и других заинтересованных лиц ТКЗ ХМАО и КНГ и МР представить его на утверждение Губернатору ХМАО .

Не менее важна проблема, стоящая перед экспертизой ТКЗ ХМАО, выработки комплекса требований по обоснованию подсчетных параметров. Здесь, на наш взгляд, очень важно создание типовых моделей по различным параметрам как по нефтегазовым районам, так и нефтегазовым комплексам по разрезу с возможным последующим ранжированием по недропользователям. Особенно это важно при обосновании начальной нефтенасыщенности коллекторов (Кнн) и коэффициентов извлечения нефти (КИН).

Как показывает практика рецензирования в ТКЗ, в связи с недостаточной информационной обоснованностью сложнопостроенных залежей стратиграфического, тектонически экранированного, литологического, гидродинамического и других типов возникает проблема не только количества, но и качества обработки данных.

Рассмотрим, например, реализацию метода 3Д при обосновании геолого-геофизических моделей геологических объектов.

Пока можно лишь констатировать, что КПД этого метода для условий ХМАО пока не очень высок для той детализации, которую бы хотелось использовать при моделировании природных резервуаров вообще и гидродинамических прогнозных полей в частности. В связи с нарастающим объемом работ сейсморазведки 3Д и неоднозначностью получаемых результатов было бы целесообразно провести совещание по обобщению опыта применения 3Д с последующей оценкой эффективности прогнозов.

Очень существенные изменения произошли в структуре извлекаемых запасов. Достаточно отметить, что по более 20 месторождениям, в которых были произведены пересчеты запасов, представлены и утверждены ГКЗ РФ за 1993-1997 гг., их величина уменьшилась на 20%.

При этом для группы месторождений с КИН< 0,25 практически балансовые (геологические) и извлекаемые запасы не изменились, а для группы с КИН = 0,30-0,50 отмечается систематическое уменьшение этого параметра.

Покоэффициентное сопоставление величин параметров, входящих в формулу определения КИН, показывает устройчивую тенденцию снижения коэффициентов вытеснения (Квыт) при относительной стабилизации коэффициентов охвата.

Подобная ситуация связана с изменением методики Квыт, так как ранее (середина 80 гг.) он определялся с учетом коэффициента проницаемости (Кпр), а в 90-е годы — через начальную (Кнн) и остаточную нефтенасыщенность (Ко.н.):

Квыт = 1 — Кон / Кнн

Обычно авторы пересчетов уменьшение Кнн объясняют большим объемом обучающей выборки при обосновании параметра. Из практики экспертиз отчетов по пересчету запасов нефти и газа можно согласиться с этим предложением лишь частично, так как на многих подсчетных объектах в состав выборок по Кнн входили данные по скважинам , которые могли быть подвержену воздействию процессов разработки, когда за счет капиллярных сил пластовая вода вследствие большей подвижности активнее «продвигалась»  в продуктивную часть пласта и тем самым «разбавляла» начальную нефтенасыщенность коллекторов.

Полагаем, что усиление опытно-методических и научно-исследовательских работ по обоснованию Кнн и далее по КИН позволило бы более объективно оценивать запасы региона не только при пересчетах, но и при оперативном подсчете как по РФН, так и по НФН.

Сегодня, когда многие крупные месторождения находятся в стадии падающей добычи, проблема повышения КИН имеет важнейшее значение в стабилизации и развитии экономики РФ. Хотелось бы привести следующие примеры из опыта защиты запасов в ГКЗ. В 70-80 гг. ГКЗ СССР обычно реализовывала своеобразный принцип «золотой середины», когда рассматривала полюсные варианты двух министерств — Мингео СССР и Минтоп СССР в лице Главтюменьгеологии (Тюменская тематическая экспедиция или ЗапСибНИГНИ) и Главтюменнефтегаза (СибНИИНП). В большинстве оценка КИН по крупным объектам принималась посередине интервала, образованного величинами КИН по двум оппонентам, иногда с добавлением 2% абсолютных за счет возможной реализации новых методов и технологий на повышении КИН в сторону геологов. В настоящее время ГКЗ РФ обычно принимает варианты величины КИН, представленный недропользователем (обычно это бывшие коллективы авторов, в свое время входившие в состав СибНИИНП, ВНИИнефти и других институтов нефтяной промышленности). Таким образом, вырисовывается ситуация, когда «противовес» отсутствует, и борьбы за извлекаемые запасы по существу нет. Можно предположить, что все это делается неумышленно, так как, следует заметить, что принятию более низких КИН способствует и сложившееся положение за счет не лучшей применявшейся системы разработки на месторождениях. Настораживает другое: спустя уже 1-3 года после переутверждения запасов в ГКЗ РФ, величины «реабилитированного» прироста запасов (числящегося на ВГФ), представленного тем же недропользователем, довольно значительны (до 10-15%).

В качестве примеров можно привести Повховское, Когалымское, Южно-Ягунское, Мамонтовское, Самотлорское и другие месторождения.

В практической деятельности ТКЗ ХМАО за последние годы довольно часто недропользователи представляют на утверждение КИН по категории С₂, величина которых в несколько раз меньше , чем по категории С₁ (обычно 0,05-0,1 против 0,2-0,4). Обычно их мотивировка заключается в том, что степень изученности или «надежности» этих запасов недостаточная. Однако этот вопрос является, на наш взгляд, дискуссионным. Ведь сама оценка запасов по категории С₂ уже носит вероятностный характер в связи с изначальной низкой изученностью резервуара, когда очень сложно спрогнозировать как зоны с пониженными, так и с повышенными ФЕС. Другое дело, что при прогнозе добывных возможностей запасов категории С₂ должны учитываться применение новых методов и технологий обоснования геологических моделей, изучение ФЕС и Кнн, оптимизации поиска и разведки.

Самым тесным образом с предыдущей связана и проблема оценки потенциально возможной добывной способности коллекторов разного типа, особенно в так называемых низкодебитных коллекторах. Анализ показывает, что и здесь чрезвычайно важно районирование по нижним пределам типов различного ранга: так многими исследователями к пластам с низким ФЕС в Вартовском и Сургутском НГР относятся коллекторы с проницаемостью 30-50 мД, в то время на Приобском месторождении (Фроловская зона) даже из пласта АС₁₂  фонтанирующие притоки получены из песчано-алевритовых прослоев в проницаемостью 10-15 мД. В связи с этим нельзя не отметить целенаправленную работу по интенсификации притоков ОАО «Сургутнефтегаз», «Кондпетролеум», СП «Варьеганнефть».

В итоге хотелось бы еще раз подчеркнуть, что правильная оценка запасов УВ во многом предопределяет тактику и стратегию целесообразной разработки и эксплуатации огромного энергетического потенциала ХМАО.