Пути оптимизации разработки нефтяных месторождений с целью стабилизации добычи нефти в ХМАО – Югре и России в целом

 

И.П. Толстолыткин, А.В. Шпильман (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)

Стабилизацию добычи нефти в России на уровне около 500 млн т следует считать стратегической задачей по обеспечению энергетической безопасности России на ближайшие 10-15 лет. Сорок лет нефтяники Югры обеспечивают более 50% добычи нефти России. Стабильная добыча нефти в Югре и в целом в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции во многом определяет и стабильную добычу нефти в России.

После «перестройки» c 1999 по 2007 гг. добыча нефти в Югре росла, достигла в 2007 годут 278 млн т, прирост за 9 лет составил 108 млн т,или 65%. С 2008 года рост добычи прекратился и до 2013 г. за 6 лет снижение составило 18млн т (6,5%). На рис. 1 представлена динамика добычи нефти за последние годы. Объем эксплуатационного бурения – основной показатель, определяющий уровень инвестиций в отрасль, постоянно растет (рис. 2). За последние 7 лет бурение выросло почти в два раза до 13,7 млн метров на фоне снижения добычи нефти. Основной причиной снижения добычи нефти является ухудшение качества вновь вводимых запасов, они становятся все более трудно извлекаемыми. Об этом свидетельствует снижение средних дебитов по нефти (производительность в сутки) новых скважин.

Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти по России и ХМАО-Югре

Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти по России и ХМАО-Югре

Рис. 2. Динамика эксплуатационного бурения и дебитов по нефти

Рис. 2. Динамика эксплуатационного бурения и дебитов по нефти

Но, если качество запасов нефти новых месторождений – это природный фактор, то технологии разработки месторождений – это «человеческий фактор». На наш взгляд, и в условиях ухудшения качества запасов стабилизация добычи нефти возможна, но не за счет интенсивных методов наращивания объемов бурения, а за счет внедрения новых современных технологий разработки. Большую роль в решении этой задачи должны сыграть методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи (МУН). На рис. 3 приведена динамика прироста добычи от МУН и удельного прироста добычи на одну скважино-операцию в среднем по всем разрабатываемым месторождениям Югры, которая свидетельствует о снижении их эффективности.

Рис. 3. Динамика прироста добычи от методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи

Рис. 3. Динамика прироста добычи от методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи

Очевидно, что традиционные технологии разработки месторождений и МУН исчерпали свои возможности для роста добычи. Следовательно, стратегия решения вопроса повышения нефтеотдачи состоит в создании новых технологий нефтедобычи, которые должны базироваться на глубоких фундаментальных исследованиях.

Мы поддерживаем и предложения Р.Х.Муслимова, приведенные в № 12 журнала «Нефть и капитал» за 2012 г. о кардинальной, глубокой переоценке запасов действующих месторождений, массированном применении МУН второго и третьего поколений, использовании остаточных запасов, применении более совершенных геолого-гидродинамических моделей месторождений и инновационного проектирования разработки. Большой интерес вызывает предложение об организации опытных полигонов для отработки применимости МУН в конкретных горно-геологических условиях и о необходимости государственного финансирования фундаментальных исследований в области повышения нефтеотдачи.

В мировой нефтепромысловой практике, помимо традиционных технологий, в настоящее время разрабатывается и внедряется широкой набор технологий, позволяющих с большей эффективностью вырабатывать трудноизвлекаемые запасы нефти.

Но внедрение этих предложений в практику сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. Мы используем нормативные документы прошлого века, а нам нужно внедрение новых технологий проектирования разработки месторождений или, повторяя термин ефтяников Татарстана, «инновационное проектирование» разработки месторождений нефти и газа.

Приведем лишь один пример

Существует возможность применения для выработки остаточных запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт АСП. Это закачка в пласт особых химических реагентов ( полимеров, щелочи и др.), позволяющих извлечь на поверхность дополнительную нефть. Мы подобрали в Югре 157 объектов на 73 месторождениях, подходящих по геологическим условиям для применения этой технологии, предварительно проведя консультации со специалистами Французского института нефти (IFP) по применимости этих технологий в наших геологических условиях. Наш расчет показал, что при внедрении этой технологии на выбранных объектах в перспективе до 2030 г. Дополнительная добыча нефти составит суммарно 2,4 млрд т ,а коэффициент извлечения нефти увеличитсядо 49%, что значительно больше стоящего набалансе 41% (рис. 4). Это означает, что применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечить действительно рациональное пользование недрами, важнейшую в настоящее время государственную задачу. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 30-40 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе,«Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении. Начало опытно-промышленных работ намечено на 2014 год.

Рис. 4. Оценка потенциала добычи нефти за счет применения физико-химических методов в Сургутском и Нижневартовском районах

Рис. 4. Оценка потенциала добычи нефти за счет применения физико-химических методов в Сургутском и Нижневартовском районах

Подробно мы остановились на одном методе повышения эффективности разработки, но их перечень можно расширить (рис 5).Большие возможности для повышения эффективности разработки имеют газовые, газоводяные и термогазовые методы. В мире более 150 месторождений разрабатывается с закачкой углеводородного газа, углекислого газа, азота.С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50%, и они ставят задачу довести его до 60%. Значительный прогресс был достигнут в результате применения пенного гидроразрыва пласта и многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах. Незаслуженно забыты дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении, а сейчас применяемые в Казахстане и на месторождениях Калининграда. Не получила должного развития технология одновременно-раздельной эксплуатации, позволяющая на многопластовых месторождениях обходиться без бурения лишних скважин, используя одну скважину вместо двух.

Рис. 5.

Рис. 5.

Технология реализации методов, химические реагенты, оборудование дорогостоящие, поэтому в зависимости от объема применения, произведенных затрат и получаемого эффекта потребуется стимулирование этих работ состороны государства. А чтобы такое стимулирование стало реальностью, необходимо внести изменения в налоговое законодательство, предоставление налоговых льгот, хотя бы частично покрывающих дополнительные затраты компаний и стимулирующих их к внедрению современных инновационных технологий.

Кроме того, в период их внедрения необходимы полигоны для испытания, опробования и доводки технологий до оптимального режима работы, а также необходимы полигоны для выработки технологий добычи нетрадиционных запасов. Статус полигона следует законодательно закрепить, так же как понятие трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. На наш взгляд, и технологии, которые предлагается стимулировать налоговыми льготами со стороны государства, должны быть закреплены законодательным или нормативным документом. Ведь зачастую делаются попытки объявить новыми технологии, которые применяются более 50 лет и которые выработали свою эффективность.

Большие нарекания вызывает сама система технологического проектированияразработки нефтяных месторождений, излишне формализованная. Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации и в необходимом объеме. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий. В геолого-технологических моделях месторождений, используемых для прогнозирования технологических параметров, при недостатке информации недопустимы произвольные допущения, необоснованные аналогии, догадки. Модели должны быть адекватны реальным горно-геологическим условиям месторождения. Слабым местом проектных технологических документов является экономическое обоснование вариантов разработки из-за неопределенности нормативов затрат, различающихся у недропользователей даже одного региона. В Казахстане во избежание этого предусмотрена экономическая экспертиза проектных документов. Одним из существенных недостатков системы технологического проектирования является необязательность выполнения утвержденных решений, т.к. не предусмотрен контроль за их выполнением. На наш взгляд, в законодательном порядке необходимо предусмотреть мониторинг разработки и выполнения проектных решений. Необходимо добиваться не только обеспечения проектных уровней добычи и бурения, но и проведения всего комплекса исследований, предусмотренных проектным документом.

Рис. 6. Сопоставление фактической добычи нефти с энергетической стратегией, разработанной в НАЦ РН им. В.И. Шпильмана

Рис. 6. Сопоставление фактической добычи нефти с энергетической стратегией, разработанной в НАЦ РН им. В.И. Шпильмана

На рис. 6 приведен прогноз добычи нефти до 2030 г., разработанный Центром рационального недропользования Югры им. В.И.Шпильмана. В прогнозе предусмотрены два варианта: стандартный и инновационный, которые различаются между собой объемами внедрения инновационных технологий. Мы сейчас идем по нижнему варианту, а при использовании инновационных технологий на 10-15 лет можно бы было стабилизировать добычу в Югре на уровне 250 млн т в год.

Наши предложения по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений:

1. Государственное стимулирование методов увеличения нефтеотдачи с применением инновационных технологий и разработки нетрадиционных запасов типа высоковязких, сланцевых ( в частности, нефти баженовской свиты). Государственное стимулирование должно предусматривать налоговые льготы на начальном этапе внедрения до выхода месторождения на режим рентабельной разработки.

2. Необходимо законодательно установить еткие критерии определения инновационных технологий, трудноизвлекаемых, нетрадиционных запасов и их категории.

3. Совершенствование системы технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, которое должно стать инновационным проектированием, базирующемся на надежной качественной исходной информации в необходимом объеме. Необходимо сформулировать требования к проектным документам, которые должны предусматривать опробование и внедрение новых технологий на базе достоверных геолого-технологических моделей месторождений. Должен быть повышен уровень экономического обоснования вариантов разработки с последующей экспертизой во избежание завышения расходов.

4. Особое внимание должно быть уделено полигонам для опробования инновационных методов. Следует законодательно определить их статус.

5. Составной частью системы государственной экспертизы разработки месторождений должен стать законодательно предусмотренный мониторинг разработки и выполнения проектных показателей.