Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П.

В целом по округу последние четыре года характеризуются стабилизацией годовой добычи нефти на уровне 166-168 млн.т. С начала разработки из недр отобрано 19,5 млрд.т жидкости и 6,8 млрд.т нефти. Обводненность продукции — 82%.

Отбор от начальных извлекаемых запасов категории АВС₁ – 43%, а от начальных разбуренных извлекаемых запасов категории АВ – 72%. Текущая нефтеотдача запасов АВС1 – 0,154, а запасов АВ – 0,314.

Текущие извлекаемые запасы категории АВС₁, приходящиеся на 1 действующую добывающую скважину, составляют 194 тыс.т, а категории АВ – 59 тыс.т.

Обеспеченность добычи нефти запасами категории АВС₁ – 53 года, разбуренными запасами АВ – всего 16 лет. Разбуренность лицензионных участков – 60%.

С начала разработки в недра закачано 26275 млн.м³ воды, что на 5086 млн.м³ больше объема отобранной из недр жидкости. На 1 т добытой нефти закачивалось 3,9 м³ воды. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 127% при 111% текущей компенсации. Бездействующий фонд добывающих скважин составляет 27%, нагнетательных – 34%. Дебит по нефти – 10,6 т/сут, по жидкости – 59,7 т/сут.

На рис.1 приведена динамика эксплуатационного бурения и бездействующего фонда добывающих скважин, из которой видно, что объемы буровых работ по округу сокращаются, фонд бездействующих добывающих скважин после 1996 года растет, что будет иметь негативные последствия.

 

Рис.1. Динамика объемов бурения и бездействующего фонда добывающих скважин по ХМАО

 

Состояние разработки месторождений нефти в 1998 году приведено в табл.1.

 

Таблица 1. Показатели разработки нефтяных месторождений по недропользователям ХМАО за 1998 год

 

Таблица 1. Показатели разработки нефтяных месторождений по недропользователям ХМАО за 1998 год (продолжение)

 

На рис.2 показана четкая зависимость выработки запасов категории АВС₁ от разбуренности лицензионных участков по всем недропользователям, за исключением ОАО “Черногорнефть”, которое несколько отклонилось от общей закономерности по выработанности запасов категории АВС₁. Это свидетельствует о том, что без эксплуатационного разбуривания месторождений невозможно отобрать их извлекаемые запасы.

 

Рис. 2. Зависимость выработанности запасов категории АВС₁ от разбуренности лицензионного участка по недропользователям ХМАО за 1998 год.

 

В значительной мере уровни добычи нефти зависят от обводненности продукции. На рис.3 четко показано, что с ростом обводненности дебиты скважин по нефти закономерно снижаются по всем недропользователям, исключение составляет только АНК “Югранефть”, где очень низкие дебиты, и СП “Ваньеганнефть”, где высокие дебиты сохраняются даже при обводненности продукции свыше 60%.

 

Рис. 3. Зависимость дебитов по нефти от обводненности продукции по недропользователям ХМАО за 1998 год.

 

Сопоставление выработанности запасов с обводненностью продукции подтверждает состояние разработки лицензионных участков. На рис.4 приведено сопоставление по недропользователям выработанности запасов категории АВС₁ с обводненностью продукции, где видно, что процент обводненности продукции по большинству недропользователей значительно превышает процент выработанности запасов АВС₁.

 

Рис. 4. Анализ обводненности продукции и выработанности запасов АВС₁ по недропользователям ХМАО.

 

На рисунке выделены два поля:

I – месторождения с повышенной обводненностью продукции, куда входит подавляющее число основных недропользователей, включая бывшие нефтяные объединения;

II – месторождения с низкой обводненностью и высокой выработанностью запасов категории АВС₁, куда относятся СП “ЛУКОЙЛ-АИК” и корпорация “Югранефть”. В левом нижнем углу рис.4 месторождения с начальной стадией разработки. Резко выделяется из общей закономерности ОАО “Кондпетролеум” с высокой обводненностью продукции и низкой выработанностью запасов категории АВС₁. Логично предположить, что высокая обводненность продукции является следствием высокой накопленной компенсации отборов жидкости из пласта закачкой воды. Однако это не однозначно. На рис. 5 приведено сопоставление по недропользователям накопленных объемов закачанной воды с обводненностью продукции.

 

Рис.5. Сопоставление накопленной компенсации отбора жидкости закачкой воды с обводненностью продукции по недропользователям ХМАО за 1998 год.

 

Выделены области:

I – недропользователи с высокой накопленной компенсацией отборов жидкости закачкой воды, пропорциональной обводненности продукции;

II – недропользователи с меньшей, но все-таки повышенной компенсацией и высокой обводненностью продукции;

III – недропользователи с заводненными без закачки месторождениями, к ним относится НК “ЮКОС”, АНК “Югранефть”, СП “Соболь” и СП “Турсунт”.

На рис.6 приведено сопоставление по недропользователям разбуренности лицензионных участков, выработанности запасов категорий АВС₁, АВ и обводненности продукции. Недропользователи проранжированы по разбуренности лицензионных участков.

 

Рис. 6. Характеристика разбуренности лицензионных участков, выработанности запасов, обводненности продукции по недропользователям ХМАО за 1998 год

 

Выявляются следующие закономерности: при разбуренности месторождений свыше 70% выработанность запасов категории АВ не превышают разбуренность, при разбуренности от 40% до 79% выработка запасов категории АВ начинает превышать разбуренность. При разбуренности менее 40% выработанность запасов категории АВ значительно превышает разбуренность, что свидетельствует о выборочной выработке запасов. В конце ряда никакой закономерности не наблюдается.

Подавляющее большинство месторождений недропользователей, за исключением “ЛУКОЙЛ-АИК”, “Негуснефть”, НК “ЮКОС” и другие, имеет высокую обводненность продукции.

Большой интерес представляет сопоставление фактических уровней отбора нефти с проектными и лицензионными показателями. В табл.2 приведено сопоставление фактических отборов нефти с лицензионными соглашениями (уровни, согласованные ТКР и Комитетом по нефти, газу и минеральным ресурсам Администрации ХМАО) по недропользователям ХМАО. Так как по законодательству ХМАО предусмотрено применение санкций за отклонение от лицензионных соглашений более 10%, то при анализе во внимание принимались эти величины. В целом по округу за 1998 год 154,5 млн.т нефти, или 99,1% было отобрано в пределах нормы. Дефицит отбора более 10% составил 2,7 млн.т, или 1,76%.

Превышение нормативного отбора составило 6,9 млн.т, или 4,46%. Суммарное отклонение равнялось 4,2 млн.т, или 2,71%

Наибольшие недоборы нефти от установленных соглашениями годовых уровней допущены, %: НК “Юкос” – 12,56, “Негуснефть” – 12,53, АНК “Югранефть” – 80,36, “Обьнефтегеология” – 17,86, “Белые ночи” – 61,25, корпорация “Югранефть” – 15,11, “Соболь” – 18,87 и “Сибойл” – 20,90.

Наибольшие превышения отборов нефти допущены ОАО “Ноябрьскнефтегаз” – 16,2%, НК “Сургутнефтегаз” – 14%, “АКИ-ОТЫР” – 37,5% и “Турсунт” – 22,94%.

Сопоставление проектных показателей разработки с фактическими по некоторым лицензионным участкам и недропользователям ХМАО показало, что в целом по проанализированным лицензионным участкам фактическая добыча меньше проектной на 17,8 млн. т нефти, или на 10,5%. Фонд добывающих скважин на 422 скважины, или на 1,5% меньше проектного, а фонд нагнетательных скважин меньше проектного на 2373 скважины, или 22,8%. Учитывая, что компенсация отборов жидкости закачкой воды превышает проектный уровень, можно представить, к чему приводит дефицит нагнетательных скважин.

Из проанализированных 69 лицензионных участков на 42 (60%) фактический дебит по нефти превышает проектный в некоторых случаях кратно, а фактический дебит по жидкости превышает проектный только на 34 участках (49%).

Недовыполняют проектные уровни добычи недропользователи: “ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз” (429 тыс. т -3%), “Нижневартовскнефтегаз” (8092 тыс. т – 30,9%), “Ноябрьскнефтегаз” (162 тыс. т – 10,2%), “Сургутнефтегаз” (2876 тыс. т – 7,6%), “Варьеганнефтегаз” (1022 тыс. т – 27,8%), “Юганскнефтегаз” (3549 тыс. т – 12,1%), НК “ЮКОС” (485 тыс.т – 70,2%), “Томскнефть” (3157 тыс.т – 40,8%), “Негуснефть” (365 тыс.т – 48,7%), “Обьнефтегеология” (116 тыс.т – 33,6%), “Ваньеганнефть” (117 тыс.т – 4%), СП “Черногорское” (340 тыс.т – 35,4%), корпорация “Югранефть” (46 тыс.т – 10,8%), “Магма” (116 тыс.т – 41,3%), “Турсунт” (123 тыс.т – 49,6%), “СИНКО” (78 тыс.т – 89,7%) и “Соболь” (46 тыс.т – 19,2%). Превышают проектные уровни добычи недропользователи: “ЛУКОЙЛ-Лангепаснефтегаз” (721 тыс.т – 5,8%), “Мегионнефтегаз” (3001 тыс.т – 34,3%) и “ЛУКОЙЛ-АИК” (357 тыс.т – 28,2%).

Таким образом, анализ работы недропользователей и состояния разработки месторождений Ханты-Мансийского автономного округа показал, что фактическая добыча значительно меньше уровней, определенных проектными документами на разработку месторождений, роль которых в последнее время принижена. Отсутствует долгосрочный прогноз добычи по округу и оценка добывных возможностей месторождений. Процесс разработки месторождений зависит в основном от пожеланий недропользователей и развивается стихийно.

Отборы жидкости из недр не сбалансированы с закачкой воды. Месторождения бесконтрольно заводнены и на многих продолжается технологически ненужная закачка воды в продуктивные пласты, так как не решены вопросы утилизации подтоварной воды. Велик процент бездействующих добывающих скважин. Имеет место выборочная отработка высокопродуктивных запасов. По многим месторождениям не прогнозируется достижение утвержденного КИН. Некоторые недропользователи избрали путь его достижения необоснованным списанием запасов.

Неуклонно снижается объем эксплуатационного бурения, без которого невозможно обеспечить полноту выработки запасов.

По некоторым вертикально интегрированным нефтяным компаниям для экономических обоснований используются внутрикорпоративные цены, которые в 3-4 раза ниже рыночных цен, исчисляемых по результатам независимых сделок. В результате этого необоснованно снижается рентабельность добычи нефти по многим участкам, искусственно делается неэффективным бурение скважин, проведение геолого-технологических мероприятий, снижается объем запасов, которые можно ввести в разработку.

Необходимо вводить разработку нефтяных месторождений округа в управляемое государством русло, одним из рычагов которого является государственная экспертиза проектной документации на разработку месторождений и регулирование уровней добычи нефти. Необходимо повысить роль проектов разработки, на основании которых ежегодно определяются годовые уровни (квоты) добычи нефти по каждому лицензионному участку.

 

Таблица 2. Сопоставление фактических отборов нефти с лицензионными соглашениями по недропользователям ХМАО за 1998 год