Итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры в 2011 году
И.П. Толстолыткин, Н.В. Мухарлямова, Н.Ю. Кохташева, М.В. Стрельченко (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)
В 2011 г. на территории округа разрабатывалось 246 месторождений, и было добыто 262,5 млн т нефти. Начата добыча на 9 новых месторождениях. 22 февраля 2011 г. в округе была добыта 10-миллиардная тонна нефти. Для её добычи с начала разработки пробурено 370 млн м горных пород, построено и введено в разработку 158 тыс. скважин, отобрано из продуктивных пластов 41 млрд т жидкости и закачано в недра 49 млрд м3 воды. Наибольший вклад в накопленную добычу нефти внесли компании: ТНК-ВР – 32%, Роснефть – 19%, Сургутнефтегаз – 18%, ЛУКОЙЛ – 17% (табл. 1). Почти половина нефти (47%) была добыта на территории Нижневартовского района, 30% на территории Сургутского района и 15% на территории Нефтеюганского района (табл. 2).
На рис. 1 приведена по месяцам среднесуточная добыча нефти по округу с января 2005 г. по декабрь 2011 г. Видно, что суточная добыча с 2005 по 2007 гг. выросла на 50 тыс. т и на эти же 50 тыс. т снизилась с 2007 г. на конец 2011 г. Снижение добычи началось в 2008 г. В 2011 г. нефти было добыто на 3,5 млн т (1,3%) меньше, чем в предыдущем 2010 году.
Рис.1. Среднесуточная добыча нефти по ХМАО-Югре
Таблица 1
Вклад нефтяных компаний округа в добычу 10 млрд т нефти
Таблица 2
Вклад административных районов округа в добычу 10 млрд т нефти
На рис. 2 приведена динамика годовой добычи нефти в сопоставлении с проектными показателями и бизнес-планами недропользователей, которая не противоречит среднесуточной динамике добычи. Обращает на себя внимание систематическое занижение фактической годовой добычи по сравнению с проектной на 9-11 млн т, одной из причин которого является отличие фактического действующего добывающего фонда скважин от проектных показателей в меньшую сторону. Наверное, следует об этом задуматься на этапе составления проектных документов. Расхождение фактической годовой добычи с бизнес-планами недропользователей не превышает 1-1,5 млн т за исключением 2007 г., что говорит о более ре альном подходе к обоснованию своих бизнеспланов со стороны недропользователей. Не снизили годовую добычу нефти в 2011 г. по сравнению с 2010 г. нефтяные компании: «Роснефть», «Газпромнефть», «Салым Петролеум Девелопмент», «Русснефть», «Томскнефть», малые и средние НК, т.е. компании, имеющие «свежие» запасы нефти.
Снижение годовой добычи нефти в Югре обусловлено:
• ухудшением сырьевой базы добычи нефти;
• допущенными ранее грубыми нарушениями проектных решений и слабый контроль за их реализацией;
• малыми объемами исследований кернов, флюидов, объектов и процессов разработки, которые не обеспечивают должный уровень научного обеспечения разработки и особенно её проектирования;
• снижением объемов и эффективности применения методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи;
• отставанием в деле совершенствования законодательной и нормативно-правовой базы в области разработки месторождений.
На рис. 3 приведена динамика эксплуатационного бурения и дебитов скважин по нефти за период 2005-2011 гг. Динамику эксплуатационного бурения по округу можно оценить как растущую. Отрадно, что, несмотря на кризисные явления в мировой и российской экономике, недропользователи округа не только не снизили объемы эксплуатационного бурения, но и нарастили их с 7,4 млн м в 2005 г. до12,9 млн м в 2011 г. Это свидетельствует о росте инвестиций в нефтедобывающую отрасль Югры. В то же время снижение добычи нефти при растущем объеме эксплуатационного бурения отражает ухудшение состояния ресурсной базы на разрабатываемых месторождениях, о чем говорит снижение дебитов скважин по нефти.
Рис.2. Динамика добычи нефти в сопоставлении с проектными показателями и бизнес – планами недропользователей
Рис. 3. Динамика объемов эксплуатационного бурения по ХМАО-Югре за 2005-2011 гг.
Прирост объемов эксплуатационного бурения в 2011 г. наблюдался почти у всех недропользователей. Лидером эксплуатационного бурения в округе по-прежнему остается ОАО «Сургутнефтегаз».
Разбуренность проектного фонда скважин по округу в 2011 г. составила 58,1% по сравнению с 57,5% в 2010 г.
Действующий эксплуатационный фонд скважин округа непрерывно растет (рис. 4). С 2005 г. он увеличился с 73493 до 93448 скважин (около 20 тыс. скважин), а коэффициент его использования вырос с 78 до 85,8% (15,8%). Однако рост фонда и коэффициента его использования происходил на фоне снижения годовой добычи, что говорит о снижении продуктивности разрабатываемых запасов. Неработающий фонд с 2005 г. снизился и стабилизировался на уровне 30-31 тыс. скважин, что говорит о необходимости работы с ним.
На рис. 5 показано распределение действующих скважин по дебитам нефти в 2010 и 2011 гг. В 2011 г. увеличилось число скважин, работающих с дебитами до 15 т/сут, и добыча нефти из них. И в то же время уменьшилось число скважин, работающих с дебитами более 50 т/ сут, и добыча нефти из них. В 2011 г. с дебитами меньше 5 т/сут работало 30672 скважины с годовой добычей 25 млн т нефти.
На рис. 6 показано распределение действующих скважин по обводненности продукции, из которого следует, что большинство скважин округа работает с обводненностью продукции более 50%. С обводненностью менее 50% в 2011 г. было добыто в округе 126 млн т нефти (48% годовой добычи).
Рис.4. Динамика эксплуатационного фонда скважин по ХМАО-Югре
Рис.5. Распределение действующих скважин по дебитам нефти
Рис.6. Распределение действующих скважин округа по обводненности продукции
Таблица 3
Годовой отбор нефти из низкодебитных и высокообводненных скважин в 2011 г.
В таблице 3 приведен вклад в годовую добычу низкодебитных и высокообводненных скважин. Отключение их не позволило бы добыть в 2011 году 48 млн т нефти.
Обводненность продукции скважин с 2005 г. возросла на 3,9% (рис. 7) и составила 88,1%, что является следствием допущенного в предыдущие годы сверхпроектного заводнения продуктивных пластов.
Среднегодовая приемистость нагнетательных скважин в 2011 г. 240,3 м3/сут превышала проектную 232,4 м3/сут. Текущая и накопленная компенсации отборов жидкости закачкой воды в 2011 г. близки к проектной.
Из-за ухудшения сырьевой базы добычи нефти и роста обводненности продукции скважин характерным для состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры является снижение уровня добычи нефти, несмотря на рост действующего эксплуатационного фонда скважин и объемов эксплуатационного бурения.
Рис.7. Закачка воды и обводненность продукции скважин
Эпоха «легкой нефти» заканчивается и объектами разработки в округе становятся трудноизвлекаемые запасы. Тенденция ежегодного снижения добычи нефти в округе требует принятия действенных мер по стабилизации добычи. Большую роль в решении этой задачи призваны сыграть методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи (МУН) (рис. 8). В настоящее время практически каждая пятая тонна нефти в округе добывается с применением этих методов. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи начала снижаться. Очевидно, что традиционные технологии разработки месторождений и МУН, используемые в ХМАО, исчерпали свои возможности для роста добычи (рис. 9). Стратегия решения проблемы повышения эффективности разработки состоит в создании новых технологий нефтедобычи, которые должны базироваться на глубоких фундаментальных исследованиях.
Рис.8. Динамика объемов МУН и охвата фонда скважин мероприятиями в сопоставлении с приростом добычи от их применения
Рис.9. Эффективность методов ГТМ и бурения
Многолетний опыт работы по исследованию скважин и влияния на дебит скважины свойств пластовых флюидов, обводненности и газосодержания продукции привел к необходимости уточнить границы применимости классической теории фильтрации и методов воздействия на пласт.
Современные геологические и гидродинамические модели (ГДМ) пласта как с линейной, так и нелинейной фильтрацией, базируются в соответствии с действующими стандартами на средних значениях пористости, абсолютной и фазовой проницаемости, начального градиента давления сдвига. Для однородных высокопроницаемых коллекторов такой подход условно приемлем. Результаты применения известных ГДМ для обоснования повышения нефтеотдачи оказались не убедительными.
Рис.10 дает представление о структуре запасов нефти распределенного фонда недр. На 01.01.2012 г. в Югре отобрано 49% запасов нефти. Разбуренные запасы с КИН – 0,408, обеспечивающие сегодняшнею добычу, составляют 18%, на долю разведанных неразбуренных запасов с КИН – 0,280 приходится 17% и на долю предварительно оцененных с КИН – 0,210 остается 16%. Оставшиеся запасы ниже по качеству, и разработка потребует значительных затрат материальных и финансовых средств/ Текущий КИН на 01.01.2012 г. по округу составил 0,22 доли ед. Темп отбора от ТИЗ в 2011 г. составил 3,6%.
Рис.10. Структура запасов нефти распределенного фонда недр ХМАО-Югры
На рис. 11 приведено выполнение основных проектных показателей по ХМАО-Югре за 2010 и 2011 гг. Все приведенные показатели близки к проектным и не выходят за пределы 5%, за исключением среднегодовой приемистости за 2010 г.
Предложения по повышению эффективности использования запасов углеводородов:
1. Введение дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), в рамках которой может быть решен вопрос о льготах на низкодебитные, высокообводненные скважины, высоковязкие нефти и т.п.
Рис. 11. Выполнение основных проектных показателей разработки по ХМАО-Югре
2. Непременным условием дифференциации НДПИ является проведение ежегодного аудита запасов углеводородного сырья с учетом экономической эффективности их разработки.
3. В рамках создаваемой Государственной информационной системы «Нефтеконтроль» в части, касающейся получения достоверной и оперативной информации о производстве нефтяного сырья, предлагается создание Мониторинга добычи нефти, предусматривающего получение сведений о работе (бездействии) каждой скважины, ее дебите по нефти, обводненности продукции и т.п. Первоначальный сбор данных и их обобщение рационально проводить на уровне субъекта федерации с последующим направлениям их в Государственную систему «Нефтеконтроль».
4. Для усиления контроля за выполнением проектных показателей технологических документов считаем необходимым краткую ежегодную отчетность недропользователей о выполнении проектных показателей, в ходе которой можно было бы вносить, при необходимости и достаточной обоснованности, частичные изменения проектных решений в рамках «Дополнений к проектным документам».
5. В целях ускорения модернизации проблемы повышения нефтеотдачи необходимо в законодательно-нормативно-правовом порядке принять меры к созданию благоприятных условий для опробования и внедрения технологий, способных в ощутимых размерах увеличить нефтеотдачу месторождений. Нуждается в законодательно-нормативно-правовом регулировании частно -государственное партнерство.
6. Одним из факторов повышения эффективности использования запасов углеводородов может стать использование зарубежных технологий, опыта и прямого партнерства с иностранными фирмами.
7. Для повышения эффективности использования запасов баженовско-абалакского комплекса Западной Сибири необходима Государственная программа создания, опробования и внедрения технологий разработки баженовско-абалакских отложений. Однако уже сейчас следует обнулить НДПИ на нефть, добываемую из этого комплекса с целью стимулирования работ в этом направлении.
8. Необходимо усилить роль регионов в повышении эффективности использования запасов углеводородов путем делегирования части федеральных прав субъектам федерации, по крайней мере, основных нефтедобывающих регионов. Необходимо повысить заинтересованность регионов в росте нефтеотдачи, т.к. добыча нефти осуществляется на их территории и социально-экономическое развитие их во многом зависит от этого.
9. Восстановить работу Территориальной комиссии по разработке Ханты-Мансийского автономного округа.
