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

Рис.1. Среднесуточная добыча нефти по ХМАО-Югре

 

Таблица 1 Вклад нефтяных компаний округа в добычу 10 млрд т нефти

Таблица 1
Вклад нефтяных компаний округа в добычу 10 млрд т нефти

 

Таблица 2 Вклад административных районов 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.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.

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.4. Динамика эксплуатационного фонда скважин по ХМАО-Югре

 

Рис.5. Распределение действующих скважин по дебитам нефти

Рис.5. Распределение действующих скважин по дебитам нефти

Рис.6. Распределение действующих скважин округа по обводненности продукции

Рис.6. Распределение действующих скважин округа по обводненности продукции

 

Таблица 3 Годовой отбор нефти из низкодебитных и высокообводненных скважин в 2011 г.

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

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.8. Динамика объемов МУН и охвата фонда скважин мероприятиями в сопоставлении с приростом добычи от их применения
 

Рис.9. Эффективность методов ГТМ и бурения

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

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

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.