Т.Н. Печёрин (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» )

Несмотря на то, что условия лицензионных соглашений в большинстве случаев предписывают недропользователям осуществлять разработку месторождений УВС на основании проектных документов, по одному из основных показателей разработки, а именно, годовой добыче нефти, наблюдается постоянное невыполнение проектных уровней, значительное даже в масштабе округа (рис. 1).

Рис. 1. Динамика отставания фактической добычи нефти по ХМАО от проектной за последние 10 лет

Анализируя динамику добычи за последние 10 лет (2007-2016 гг.), отметим, что отставание фактической добычи нефти от проектной в целом по ХМАО достигало величины порядка 10 млн. т в год в течение 2007-2011 гг. и в 2014 г.

Случаи сближения фактической и проектной добычи в 2012 и в 2015-2016 гг. сопровождались корректировкой проектных показателей по большому количеству месторождений. Проектные уровни добычи нефти при этом снижались, тогда как динамика фактической добычи по округу не менялась – сохраняя наметившуюся после 2008 года тенденцию к монотонному снижению.

Как следствие, если фактическая добыча нефти по ХМАО по сравнению с максимальным значением, достигнутым в 2007 году (278.4 млн т), снизилась к 2016 году на 39.3 млн т, то по проектному уровню снижение было еще большим – на 47.7 млн. т. И даже с учетом корректировок проектной добычи суммарный недобор нефти по сравнению с проектом в целом по округу превысил 80 млн. т.

В 2016 году фактические и проектные уровни добычи в целом по округу были близки, отличаясь на 1.7 млн т (0.7%), т.е. на минимальную за последние 10 лет величину. Однако и в означенный год добыча нефти была ниже проектных уровней по 161 месторождению из 358 c действующими проектными документами. Кроме того, из этих 358 месторождений, по 99 проектный документ принят как раз в 2016 году и еще по 108 месторождениям – в 2015 году. Иными словами, месторождения ХМАО можно условно разделить на две группы: месторождения со «свежими» проектными документами (чьи показатели отражают фактическое состояние разработки) и месторождения, отстающие от проекта по добыче нефти. Судя по количеству первых (207) и вторых (161), при общем количестве месторождений с проектными документами (358), одновременная принадлежность к обеим группам встречается крайне редко. Соответственно, в отсутствие частных корректировок проектных показателей, характерной является тенденция к прогрессирующему отклонению от них фактических уровней добычи, причем к отклонению преимущественно в меньшую сторону.

Согласно распространенному мнению, отставание от проектной добычи обусловлено невыполнением предусмотренных проектом объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин. Однако итоги, по крайней мере, 2016 года не подтверждают эту взаимосвязь, поскольку эксплуатационное бурение в целом по округу выполнено в сверхпроектных объемах (на 27.7%). За год введено 4188 новых скважин, предусмотрено проектами было 3607 скважин, т.е. проектный показатель в целом по ХМАО выполнен на 116.1%.

Вместе с тем наблюдается некоторое отставание от проекта по эффективности ввода новых скважин: в 2016 году добыча нефти на 1 новую скважину в среднем составила 4.5 тыс. т, по проекту – 4.9 тыс. т (на 7.5% меньше). Таким образом, принятые при проектировании представления о продуктивности новых скважин не подтверждаются, однако сверхпроектные объемы бурения данную составляющую отставания компенсировали, так что суммарная добыча из скважин, введенных в 2016 году, составила 18.8 млн т – на 7.4% выше, чем предусматривалось проектными документами (17.5 млн т).

Следовательно, по крайней мере в 2016 году отставание фактической добычи нефти по ХМАО от проекта обусловлено меньшими отборами из переходящего фонда. Причем и в данном случае отставание не связано с меньшим количеством скважин. В 2016 году переходящий фонд действующих добывающих скважин в целом по ХМАО насчитывал 71087 ед. – на 0.3% выше их проектной численности (70849 ед.). Главной причиной меньших отборов из переходящих скважин выступает фактор снижения добычи из них – закономерный процесс, связанный, согласно работам Р.И. Медведского [1] и В.Д. Лысенко [2], с исчерпанием извлекаемых запасов, дренируемых каждой из скважин.

Как следует из соотношений, приведенных в вышеуказанных работах, более быстрое, чем предусматривалось проектом, снижение добычи в скважине может быть вызвано либо интенсификацией отборов, либо (если входные показатели текущей добычи близки к проектным) взаимным несоответствием фактических возможностей скважины по дренированию запасов и заложенных при проектировании представлений. Кроме того, если преждевременное снижение добычи наблюдается в среднем по фонду (при численности скважин более 1), то в качестве еще одной его причины следует отметить преждевременное выбытие скважин, не выработавших свой добычный потенциал.

При разработке на естественном режиме преждевременное падение связано преимущественно с неудовлетворительной геолого-физической изученностью, обусловившей неверные представления о продуктивных пластах (когда факторы, осложняющие выработку запасов, при проектировании не учитываются, либо недооцениваются). В качестве примеров недооценки следует отметить упругоемкость пласта, чьи характеристики принимались по аналогии; предположительно нефтепродуктивные пропластки, по факту оказавшиеся низкопроницаемыми, непроницаемыми или водонасыщенными, а также прерывистое строение, которое не может быть корректно учтено при расчетах на гидродинамических моделях, основанных на уравнениях механики сплошной (а не прерывистой) среды. Как следствие, извлекаемые запасы, приходящиеся на каждую скважину, закладывались при проектировании на более высоком уровне, чем соответствующая скважина оказалась способна обеспечить фактически.

С одной стороны, неудовлетворительно низкие фактические показатели добычного потенциала скважин могут быть увеличены искусственно. В частности, переход от естественного режима к искусственному заводнению способен увеличить добычные возможности за счет стабилизации энергетического состояния пласта и вытеснения нефти не только силами упругого расширения, но и нагнетаемой водой. Однако неподтвержденность коллекторских свойств и характера насыщения проявляется в т.ч. и при жестко-водонапорном режиме, сопровождаясь, помимо прочего, преждевременным обводнением добываемой продукции.

Кроме того, в условиях разработки при заводнении преждевременное снижение добычи может быть вызвано и другими факторами. В качестве таковых следует отметить геолого-технологический фактор (неэффективность заводнения в соответствующих геолого-физических условиях) и промысловый фактор (нерациональное использование эксплуатационного фонда и запаздывание в выполнении проектных решений).

Для оценки влияния каждого из факторов (геолого-физической изученности, геолого-технологического, промыслового) на каждом из эксплуатационных объектов, на которых в 2016 году наблюдалось опережающее снижение добычи из переходящего фонда, выполнено сравнение проектных и фактических значений по еще двум показателям – текущей компенсации и обводненности. В зависимости от их соотношений сформулировано 6 основных гипотез (табл. 1).

Таблица 1

Гипотезы преждевременного снижения добычи нефти из переходящего фонда по эксплуатационным объектам, разрабатываемым с применением заводнения

Отдельно необходимо отметить первую из перечисленных гипотез, сформулированную Р.И. Медведским в 2004 году [3-4], поскольку эффекты, связанные с напряженно-деформационным состоянием породы и их влияние на проводимость пласта [5] не учитываются, как правило, в гидродинамических моделях, используемых в качестве основы для проектирования.

Очевидно, что при разработке с применением заводнения фактор геолого-физической изученности может проявиться при подтверждении четвертой из вышеперечисленных гипотез. При неподтвержденности представлений о характере насыщения преждевременное снижение добычи сопровождается опережающим же обводнением добываемой продукции при отсутствии сверхпроектных объемов нагнетаемой воды – т.е. обводнение происходит за счет подвижных пластовых вод, содержащихся в пропластках, при проектировании принимавшихся как нефтепродуктивные.

В тех случаях, когда преждевременное снижение добычи сопровождается опережающим обводнением за счет нагнетаемой воды (гипотезы 1 и 3), проявляется действие геолого-технологического фактора. Наконец, на влияние промыслового фактора указывают гипотезы 2, 5 и 6.

Всего исследовано 276 эксплуатационных объектов 163 месторождений ХМАО – Югры.

Каждый из исследованных объектов либо разрабатывался с применением заводнения, либо нагнетание воды на нем предусматривалось на 2016 год проектными решениями. Необходимо отметить, что на 112 из 276 объектов преждевременное снижение добычи из переходящего фонда сочеталось со сверхпроектной компенсацией отборов, в т.ч. с коэффициентом текущей компенсации выше 100% – на 107 объектах. С другой стороны, компенсация ниже проекта отмечена на 102 объектах. На 119 объектах преждевременное снижение добычи из переходящего фонда сопровождалось опережающим обводнением.

Тем не менее, первая из сформулированных гипотез, как показали результаты анализа, не является преобладающей. На наибольшем числе объектов (91 из 276, т.е. примерно на каждом третьем) отмечены признаки неподтвержденности представлений о характере насыщения и коллекторских свойствах. Признаки прорыва воды в результате перекомпенсации наблюдаются на 67 объектах; напротив, отставание в формировании системы заводнения – на 53 объектах. На 40 объектах предполагается перевод под нагнетание высокопродуктивных скважин со значительным добычным потенциалом (гипотеза 2), в связи с чем коэффициент компенсации превышает проектный (система заводнения формируется с опережением), а обводненность отстает, поскольку из добычи выбывают в первую очередь скважины с наибольшей долей воды в добываемой продукции. Признаки избирательного вытеснения (гипотеза 3) установлены на 17 объектах, признаки нерационального использования фонда – на 8 объектах.

Таким образом, на 160 из 276 объектов (58% от общей численности выборки) преждевременное снижение добычи из переходящего фонда сочетается с различными отклонениями в формировании проектной системы заводнения (как перекомпенсация и преждевременный перевод скважин, так и, напротив, отставание). На 108 объектах представления (либо о коллекторских свойствах, либо об эффективности заводнения), принятые при проектировании, не подтвердились. Наконец, на 48 объектах эксплуатационный фонд используется неэффективно – в неработающие категории либо под нагнетание выбывают относительно высокопродуктивные скважины.

Интерес представляют также геолого-физические условия, в которых проявляются признаки, свидетельствующие в пользу той или иной гипотезы.

Так, 40 из 67 объектов, где отмечен прорыв воды при перекомпенсации, отнесены к горизонтам АС-АВ или к верхнеюрским пластам. И те, и другие характеризуются значительной фильтрационной и геологической неоднородностью.

Из 40 объектов с признаками перевода под нагнетание высокопродуктивных скважин, 21 объект отнесен к неокомскому НГК, в пределах ХМАО – Югры в наибольшей степени охарактеризованному опытом разработки. Еще 9 объектов представлены отложениями верхней юры и расположены в пределах Вартовского свода.

Из 17 объектов, где вытеснение нефти нагнетаемой водой имеет предположительно выборочный характер, 10 входят в горизонты БС и АС-АВ. К последним относятся и пласты типа «рябчик», характеризующиеся чрезвычайной изменчивостью свойств по разрезу.

Из 91 объекта с установленными признаками неподтвержденности представлений о характере насыщений, 59 отнесены к неокомскому НГК, т.е. неудовлетворительная изученность соответствующих пластов сочетается со значительным опытом разработки.

Признаки отставания в формировании системы заводнения отмечены на 36 неокомских и 10 верхнеюрских объектах, притом, что всего объектов с соответствующими признаками – 53.

Наконец, из 8 объектов, на которых предполагается нерациональное использование скважин, 5 отнесено к юрским отложениям.

Резюмируя вышесказанное, необходимо отметить, что признаки неэффективности заводнения и (или) отклонений в формировании системы заводнения отмечаются, главным образом, на неокомских и отчасти на верхнеюрских (т.е. длительно разрабатываемых) объектах.

Соответственно и указанные отклонения могут иметь системный и долгосрочный характер.

Из 276 объектов выборки 55 отнесены к нефтегазоносным комплексам и свитам с трудноизвлекаемым запасами, согласно классификации Халимова-Лисовского [6]. Из этих 55 объектов на 19 отмечены признаки неподтвержденности принятых при проектировании представлений о пласте и на 18 – признаки неэффективности заводнения.

В том числе в условиях покурской свиты, нефть которой характеризуется повышенной вязкостью, преждевременное снижение добычи из переходящего фонда связано с прорывом нагнетаемой воды вследствие перекомпенсации. На объектах викуловской свиты, отличающихся повышенной расчлененностью (в т.ч. по причине многопластового характера выделяемых эксплуатационных объектов), отмечены признаки неподтвержденности представлений о свойствах пласта. На низкопроницаемых, со сложным геологическим строением пластах ачимовской толщи и тюменской свиты (ачимовские пласты одновременно представлены еще и гидрофильными и недонасыщенными коллекторами) преждевременное снижение добычи сопровождается общим набором отклонений. В их числе прорыв воды из-за перекомпенсации, перевод под нагнетание высокопродуктивных скважин и неподтвержденность представлений о свойствах пласта. На нижнеюрских объектах, где разработка осложнена повышенным газосодержанием, также наблюдается преждевременное обводнение по причине перекомпенсации, неподтвержденность представлений о коллекторских свойствах и избирательное вытеснение нефти из высокопроницаемых разностей.

Наконец, по единственному доюрскому объекту, включенному в выборку, отмечается отставание по формированию системы заводнения.

Для доюрских (как триасовых, так и палеозойских) пластов месторождений ХМАО – Югры характерным является смешанный тип проводимости, что существенно затрудняет процесс вытеснения из них нефти нагнетаемой водой.

В условиях смешанной проводимости вероятной представляется циркуляция нагнетаемой воды между нагнетательными и добывающими скважинами в пределах наиболее проводимой (трещинной) составляющей, в то время как основной объем пласта остается неохваченным процессами заводнения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. – Санкт-Петербург. – Недра. – 2004. – 192 с.

2. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра. – 1993.

3. Медведский Р.И., Юсупов К.С. Трансформация структуры пласта при нагнетанииводы // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса на современномэтапе. – ТюмГНГУ. – Изд. Слово. – 2003.

4. Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В., Печёрин Т.Н. Прогнозирование выработкизапасов нефти из коллекторов с высокойфильтрационной неоднородностью/Путиреализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа: МатериалыIX научной конференции – Ханты-Мансийск:Изд-во «ИздатНаукаСервис». – 2005. – Т.1. – С.390-400.

5. Севастьянов А.А., Лаптиев П.А., Печёрин Т.Н. Влияние напряженно-деформированногосостояния горных пород на выработку запасови технологические решения/Пути реализациинефтегазового потенциала Ханты-Мансийскогоавтономного округа: Материалы XI научнойконференции – Ханты-Мансийск, Изд-во«ИздатНаукаСервис».– 2008. – Т.2. – С. 342-346.

6. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов / Вестник ЦКР Роснедра. – 2005. – № 1. – С. 17-19.