Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П.

За 5 месяцев (с февраля по июнь) 1999 г. Территориальная комиссия по разработке нефтяных месторождений (ТКР) с участием 19 недропользователей провела 10 заседаний, на которых было рассмотрено 28 вопросов, связанных с разработкой лицензионных участков.

Большой объем работы был выполнен по анализу состояния разработки, оценки и согласованию уровней добычи нефти на 1999 г. по лицензионным участкам 11 недропользователей, среди которых ОАО “Негуснефть”, ОАО “Варьеганнефтегаз”, ЗАО “Обьнефтегеология”, ОАО “Варьеганнефть”, СП “Ваньеганнефть”, ОАО “Юганскнефтегаз”, ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, ОАО “Томскнефть”, ОАО “Ноябрьскнефтегаз”, АО ”РИТЭК”, СП “Черногорское”.

При согласовании уровней отбора нефти по Варынгскому лицензионному участку ОАО “Негуснефть” ТКР отметила, что до 1997 г. разработка объекта Б₁₃ осуществлялась с грубыми нарушениями проектных решений, в частности:

- не проводилась закачка воды в пласт и разработка велась на режиме истощения в течение 4,5 лет;

- были значительно превышены нормы отбора нефти, предусмотренные для пробной эксплуатации, пластовое давление в среднем снизилось на 50 атм;

- допускалась эксплуатация скважин с высоким газовым фактором, бесконтрольно отбирался и сжигался газ, в том числе и из газовой шапки.

С середины 1997 г. недропользователь в соответствии с решениями ТКР и предписаниями Госгортехнадзора предпринимает меры по исправлению создавшегося положения, в частности :

- приостановлена эксплуатация скважин с высоким газовым фактором;

- переведено под закачку 11 скважин, за счет чего в основном сформирована проектная площадная девятиточечная система;

- остановлено падение пластового давления и начался его рост;

- организовано ежемесячное наблюдение за газовым фактором каждой добывающей скважины;

- ежемесячно измеряется пластовое и забойное давление всех скважин.

Однако в разработке лицензионного участка еще имеются значительные недостатки:

- 96% газа сжигается в факелах из-за отсутствия его утилизации;

- прекращено разбуривание проектного фонда скважин;

- не устранена опасность блокирования нефти в пропластках, охваченных разгазированием;

- недостаточно исследованы фазовые проницаемости коллектора по нефти, воде и газу.

ТКР рекомендует:

- сохранить режим ограничения отборов нефти из скважин объекта Б13;

- не допускать превышения установленных ограничений отбора нефти по вновь вводимым скважинам;

- продолжить систематический контроль за газовым фактором добывающих скважин;

- продолжить работы по созданию трехмерной геолого-технологической модели месторождения и на ее базе представить на рассмотрение ТКР в первом полугодии 2000 г. “Дополнение к технологической схеме разработки Варынгского месторождения”, в котором учесть изменение геолого-промысловой ситуации за 1998-1999 гг.

Рассматривая уровни добычи нефти на 1999 г. по лицензионным участкам ОАО ”Варьеганнефтегаз”, ТКР отметила:

- после 1985 г. недропользователем выполнен большой объем работ по интенсификации добычи нефти, что позволило достичь второго максимума ее добычи в 1987 г. Последовавшее падение добычи в 1995 г. было приостановлено и начался рост, продолжающийся до настоящего времени;

- при большом неразбуренном проектном фонде скважин не разбуриваются Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское месторождения, а бурение Верхне-Коликъеганского месторождения ведется крайне низкими темпами;

- весьма высок процент бездействующего фонда скважин, многие из которых имеют потенциальный дебит, превышающий предел рентабельности;

- реализованные системы заводнения не соответствуют проекту;

- на многих месторождениях газ сжигается в факелах;

- недостаточно научное сопровождение процесса разработки месторождений;

- не проводится авторский надзор;

- пересчеты запасов и обновление проектных документов для многих месторождений не выполнены;

- геолого-технологические модели не созданы.

На Варьеганском лицензионном участке ОАО “Варьеганнефть” ТКР обратила внимание на то, что:

- разработка лицензионного участка ведется со значительными отклонениями от утвержденных проектных решений;

- на низкопродуктивных объектах слабо внедряются методы интенсификации притока, в частности, гидроразрыв пласта;

- не ведутся работы по изучению и массовому внедрению методов увеличения нефтедобычи;

- не найдена технология изоляции заколонных перетоков, нет обоснования применения новых технологий при значительном количестве скважин, требующих ликвидации заколонных перетоков;

- медленными темпами создаются геологические и фильтрационные модели объектов разработки;

- требует обновления проектная документация.

На Новоаганском лицензионном участке необходимы пересчет запасов и обновленная технологическая схема опытно-промышленных работ.

Уровни добычи нефти по Западно-Асомкинскому лицензионному участку ЗАО “Обьнефтегеология” рассматривались дважды, так как было установлено грубое отступление от проектных решений, в корне меняющее всю систему разработки. Залежь ЮС₁ разрабатывается при очень низком пластовом давлении с незакономерным обводнением скважин и хаотичном освоении системы поддержания пластового давления, контроль за состоянием разработки неудовлетворителен, качество строительства эксплуатационных скважин, производимое буровым подрядчиком ОАО ”Обьнефтегазгеология”, крайне низкое.

ТКР рекомендовала:

- для улучшения энергетики продуктивного пласта ограничить на 50% отбор нефти в скважинах, где пластовое давление снижено на 100 атм и более;

- объем закачки должен быть согласован с отбором жидкости из реагирующих скважин и в необходимых случаях ограничен;

- за серьезное отклонение от утвержденных проектных решений применить к недропользователю экономические санкции;

- усилить исследовательские работы, ускорить утверждение запасов нефти и составление нового проектного документа.

Рассмотрев уровни добычи нефти по Ваньеганскому лицензионному участку СП ”Ваньеганнефть”, ТКР отметила неудовлетворительное состояние разработки лицензионного участка:

- при отставании реализации проектных решений по бурению на 50-80% фактическая добыча достигает проектной, что свидетельствует о форсированной эксплуатации наиболее продуктивных зон, в то же время выработка низкопродуктивных зон ведется крайне низкими темпами;

- для целого ряда продуктивных пластов не сформирована проектная система разработки;

- по пласту Б₃¹ обводненность продукции значительно превышает отбор от НИЗ, текущая компенсация достигла 140%;

- по многим объектам, в том числе и по газонефтяным, пластовое давление существенно снижено;

- действующий проектный документ устарел и не соответствует изменившимся геолого-промысловым условиям, а пласты А₃, А₆, А₈⁰ разрабатываются без проектного документа, не ведется анализ разработки.

По Ай-Еганскому лицензионному участку СП “Ваньеганнефть” ТКР признало состояние разработки также неудовлетворительным:

- разработка ведется со значительными отклонениями от утвержденного проектного документа;

- большая часть пробуренных добывающих скважин (86%) бездействует и при таком состоянии разработки утвержденные извлекаемые запасы нефти не могут быть извлечены;

- требуется оптимизация системы ППД;

- необходимо составление нового проектного документа.

При рассмотрении уровней добычи нефти по лицензионным участкам ОАО ”Юганскнефтегаз” установлено:

- фактические уровни добычи нефти в целом по месторождениям ниже проектных, но выше внесенных в соглашения между недропользователем и Комитетом по нефти, газу и минеральным ресурсам;

- при разработке месторождений недропользователь не в полной мере использует потенциальные добывные возможности месторождений;

- основными причинами текущего снижения добычи нефти является резкое снижение капитальных вложений в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов, в том числе уменьшение объемов применения методов увеличения нефтеотдачи, операций ГРП, капитальных ремонтов скважин;

- велик процент бездействующего фонда скважин;

- большинство месторождений разрабатывается по устаревшей проектной документации, в частности, Западно-Угутское месторождение — по проекту пробной эксплуатации, составленному в 1986 г.;

- по большинству месторождений требуется корректировка утвержденных запасов нефти.

При рассмотрении уровней добычи нефти на 1999г. по лицензионным участкам ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” ТКР отметила:

- сырьевая база ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» обеспечивает поддержание уровней добычи нефти на перспективу на стабильном уровне;

- увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти требует использования эффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов;

- стабилизация добычи нефти обеспечена за счет большого объема технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, соответствующих горно-геологическим условиям разработки и обеспечивающих более 15% годовой добычи нефти;

- разработка большого числа месторождений ведется с нарушениями лицензионных соглашений по срокам пересчета запасов и пересоставления уточненных проектных документов.

Недропользователю предложено устранить отмеченные недостатки и учесть рекомендации ТКР, в том числе:

 

По месторождениям ТПП «Когалымнефтегаз»

 

Ватьёганское

-проектная система заводнения реализована не полностью;

-не выполняются лицензионные соглашения по срокам составления проектных документов;

-рекомендуется ограничить отбор (снизить дебит по жидкости) в ВНЗ южной части месторождения.

 

Повховское

-усилить систему воздействия на нижний зональный интервал продуктивного комплекса БВ_8-10;

-представить на рассмотрение новый проектный документ, учитывающий применение ГРП в большом объеме (в 1999 г.).

 

Южно-Ягунское

-уточнить запасы нефти и составить новый проектный документ (старый составлен в 1995 г. и не соответствует фактическому состоянию разработки).

Тевлинско-Русскинское

-уточнить геологическую модель месторождения и запасы нефти;

-ускорить формирование системы заводнения, для чего форсировать отработку нагнетательных скважин;

-увеличить объем исследований, направленных на поиск технологий по вовлечению в разработку низкопродуктивных запасов;

-предусмотреть проведение в 1999 г. системного ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах на пласт Ю₁.

 

Дружное

-уточнить запасы нефти и составить новый проектный документ;

-увеличить объем физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты.

 

Кустовое

-в связи с окончанием срока действия технологической схемы опытно-промышленной разработки обобщить результаты опытной эксплуатации и представить новый проектный документ во втором квартале 1999 г.;

-со второй половины 1999 г. начать активную работу по освоению новой системы воздействия;

-увеличить объем МУН;

-провести на юрских отложениях эксперимент по системному ГРП.

 

Восточно-Придорожное

-не выполнено лицензионное соглашение по обновлению проектного документа;

-ускорить формирование системы ППД;

-увеличить объем внедрения МУН.

 

Грибное

-в связи с окончанием срока действия проекта пробной эксплуатации в 1997 г. ускорить завершение нового проектного документа к июню 1999 г.

 

Северо-Кочевское

-срок действия проекта пробной эксплуатации окончен в 1998 г., задачи ППЭ не выполнены;

-утвердить уточненные запасы нефти и составить новый проектный документ.

 

По месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз»

 

Покачевское

-проектный документ (технологическая схема 1983г.) устарел, принять в 1999 г. меры по его уточнению;

-привести накопленную компенсацию отбора жидкости закачкой в соответствие с энергетикой залежей нефти пластов АВ₁ и ЮВ₁.

 

Южно-Покачевское

-проектный документ (технологическая схема 1987г.) устарел, отмечается значительное расхождение проектных и фактических показателей разработки;

-принять меры к составлению уточненного проектного документа.

 

Ключевое

-в связи со значительными отклонениями фактических показателей от проектных необходимы пересчет запасов и составление уточненного проектного документа;

-усилить контроль за энергетикой залежей во избежание снижения пластового давления.

 

Кечимовское

-срок действия проекта пробной эксплуатации окончен, фактические показатели отстают от проектных из-за медленного разбуривания месторождения;

-принять меры для получения необходимой информации ( в том числе по эффективности ГРП) для составления проектного документа.

 

Нивагальское

-проектный документ устарел, в связи с чем фактические показатели разработки отличаются от проектных;

-не выполнены лицензионные соглашения по срокам составления проектного документа;

-защитить уточненный проектный документ в 1999г.

 

Поточное

-с учетом утвержденных в 1998 г. запасов нефти составить проект доразработки месторождения.

 

Северо-Поточное

-технологическая схема разработки месторождения 1988 г. устарела;

-закончить составление уточненного проектного документа в 1999 г.;

-оценить возможность применения новых технологий для разработки отложений ачимовской толщи.

 

Лас-Еганское

-в 1999 г. начать научно-исследовательские работы по пересчету запасов нефти и составлению уточненного проектного документа.

 

Урьевское

-отмечены значительные расхождения фактических показателей с проектными (технологическая схема 1988г. устарела);

-закончить в 1999 г. пересчет запасов нефти, на базе которых в 2000 г. составить уточненный проектный документ.

 

Локосовское

-проектный документ 1985 г. устарел;

-в 1999 г. утвердить уточненные запасы нефти и на их базе составить проект разработки с защитой его в 2000 г.

 

Покамасовское 

-привести в соответствие накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой воды с энергетикой залежей.

 

По месторождениям ТПП «Урайнефтегаз»

- уровни добычи нефти на 1998 г., утвержденные ТКР, в целом по ТПП превышены за счет применения методов повышения нефтеотдачи;

- проектные уровни добычи нефти по всем месторождениям не соответствуют фактическим, что связано с работой по устаревшим проектным документам;

- уточнить проектные документы в соответствии с программой, утвержденной протоколом ТКР №8 от 13.08.1998 г.

Рассмотрев обоснование уровня добычи нефти на 1999 г. по Черногорскому лицензионному участку СП “Черногорское”, оценку объемов добычи дополнительной нефти за счет применения современных технологий в 1998 г. и прогноз этих объемов на 1999 и 2000 гг., ТКР одобрила проводимые СП “Черногорское” работы по повышению интенсификации разработки и нефтеотдачи пластов, которые увеличат КИН на 6,6-8% по пласту ЮВ11, на 8,4-9,5% по пласту БВ100 и дадут дополнительную добычу в объеме 36,6%. Это будет достигнуто за счет применения:

- технологии вскрытия продуктивных пластов на буровых растворах высокого качества с трехступенчатой очисткой раствора;

- технологии многоступенчатого тампонажа с использованием специальных цементов и оборудования обсадной колонны;

- перфорации на депрессии с большой глубиной проникновения в пласт;

- плавного запуска скважины в работу при освоении;

- гидравлического разрыва пласта по современной технологии;

- бурения горизонтальных скважин;

- обработки призабойных зон пласта.

В то же время ТКР отметила:

- невыполнение проектных решений по объемам бурения и значительное отставание в освоении системы ППД, которые привели к значительному отклонению фактических отборов нефти от проектных уровней;

- отсутствие геолого-гидродинамической модели залежей нефти, не позволяющее оценить последствия разработки залежей при неполном разбуривании и отставании в освоении системы ППД.

Недропользователю предложено форсировать работы по завершению создания геолого-гидродинамической модели месторождения, пересчету запасов нефти и составлению уточненного проектного документа.

Уровни добычи нефти на 1999 г. по лицензионным участкам ОАО “Томскнефть” было решено рассмотреть ТКР повторно после пересмотра показателей разработки и составления программы применения методов увеличения нефтеотдачи.

При рассмотрении уровней добычи нефти на 1999г. по лицензионным участкам ОАО “Ноябрьскнефтегаз” ТКР отметила:

- по всем месторождениям не ведется бурение новых скважин, резко сокращаются объемы геолого-технических и исследовательских работ;

- оценка геолого-технических мероприятий в НК «Сибнефть» ведется по внутрикорпоративным ценам реализации нефти, которые значительно ниже среднерыночных.

Холмогорское месторождение

- несмотря на недавнее утверждение запасов в ГКЗ (1995г.), месторождение характеризуется недостоверностью запасов нефти, НИЗ могут быть занижены примерно на 7 млн. т;

- отмечается недостаточно высокое качество проекта разработки (1998 г.), ограниченный набор технологий и мероприятий по стабилизации добычи нефти на стадии доразработки (только вывод скважин из бездействия);

- проект разработки о нецелесообразности доразбуривания юго-восточной части горизонта Б₁¹необходимо рассмотреть повторно.

Текущее состояние разработки характеризуется:

- большим неработающим фондом (43%), нерегулируемостью закачки воды и “перекачанностью” залежей, текущее Рпл выше начального в зоне отбора на 10 атм., что может привести к оттокам нефти за контур и потерям КИН;

- уровень выполнения авторского надзора неудовлетворителен, надзор не дифференцирован по территориям ХМАО, ЯНАО;

- Холмогорское месторождение эксплуатируется в достаточно рентабельном режиме, доход в 1998 г. составил ~ 24% от затрат.

Пограничное месторождение

- существует проблема извлечения запасов нефти, утвержденных ГКЗ в 1985 г., кратность запасов в 1998г. – 22 года;

- месторождение находится на стадии доразработки (обводненность – 92%), но не имеет даже проекта разработки; с 1999 г. месторождение разрабатывается без проектного документа, так как срок действия дополнительной записки СибНИИНП, утвержденной ЦКР в 1996 г., закончился в 1998 г.;

- поручения ЦКР (протокол №2026 от 6.06.1996г.) по уточнению запасов (1997 г.) и составлению проекта разработки (1998 г.) не выполнены из-за низкого качества документов.

Текущее состояние разработки Пограничного месторождения характеризуется:

- аномально-быстрым нарастанием обводненности, не характерным для завершающей стадии разработки нефтяных месторождений;

- аномально-высоким темпом падения добычи нефти, не свойственным 4-й стадии разработки (28% в год за последние 5 лет), они не замедлились и в 1999 г.;

- потерей 28% действующего фонда скважин (в 1998 г.), в бездействии находится 34% добывающего фонда;

- чрезмерно высокими затратами на электроэнергию (почти 20% );

- неполной проработкой стратегии доразработки этого высокообводненного месторождения;

- низким уровнем выполнения проектной документации и авторского надзора;

- резким снижением объемов исследовательских работ.

Вэнгапуровское месторождение

Месторождение характеризуется очень сложным геологическим строением нефтяных залежей, запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, требующих эффективных рентабельных технологий их разработки.

Текущее состояние разработки месторождения следующее :

- 52% бездействующего добывающего фонда;

- в настоящее время месторождение не разбуривается, несмотря на высокий дебит новых скважин (в 1996 г. – 53 т/сут; в 1997 г. – 39 т/сут);

- технологически неоправданное (примерно в 2 раза) превышение объемов закачки воды в последние 3 года;

- превышение текущего пластового давления над начальным по основным пластам на 10-27 атм;

- отсутствует работоспособный проектный документ, технологическая схема разработки 1984 г. давно устарела;

- уровень выполнения авторского надзора неудовлетворителен;

- технологическая схема и авторский надзор недифференцированы по территориям ХМАО и ЯНАО.

Недропользователю предложено:

- представить в органы управления ресурсами мероприятия по улучшению состояния разработки и увеличению исследовательских работ, в том числе :

по Холмогорскому месторождению

- Увеличить объем ГТМ, направленных на замедление темпов падения добычи нефти.

- Сократить неработающий фонд скважин.

- Реализовать Программу работ по внедрению физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.

- Осуществить Программу нормализации пластового давления в залежах (при компенсации < 100%).

- Дополнительно обосновать нецелесообразность доразбуривания юго-восточного участка горизонта Б₁¹.

- Не допускать снижения объема исследовательских работ по месторождению.

 

По Пограничному месторождению

- Разработать Программу повышения рентабельности добычи нефти на месторождении.

- Реализовать Программу нормализации пластового давления.

- Осуществить Программу широкого применения третичных физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (потокоотклоняющие тех-нологии “Темпоскрин”, циклическое заводнение, вибросейсмовоздействие и др.).

- Увеличить объем ГТМ с целью стабилизации добычи нефти.

- Не допускать резкого снижения объема исследовательских работ на месторождении.

- В срок до 31.12.1999 г. представить на утверждение ГКЗ РФ пересчет запасов нефти.

- В срок до 31.12.2000 г. представить на рассмотрение ТКР ХМАО “Проект разработки Пограничного месторождения”.

- Выбрать опытный участок для оценки эффекта от временного полного прекращения закачки.

- Рекомендовать органам, выдавшим лицензию, до составления и утверждения проектного документа увеличить размер роялти.

 

По Вэнгапуровскому месторождению

- До 1.07.2000 г. представить на рассмотрение ТКР ХМАО “Проект разработки Вэнгапуровского месторождения”.

- Принять меры к сокращению бездействующего фонда скважин.

- Увеличить объем ГТМ с целью стабилизации добычи нефти по месторождению.

- Реализовать Программу нормализации пластового давления в залежах.

- Рассмотреть возможность увеличения объемов ГРП в добывающих скважинах.

- Не допускать в 1999 г. уменьшения объемов исследовательских работ по контролю за разработкой промыслово-геофизическими, гидродинамическими и другими методами.

- Решить вопрос о возобновлении буровых работ на месторождении.

Рассмотрев обоснование уровней добычи нефти по Восточно-Перевальному и Выинтойскому лицензионным участкам АО “РИТЭК”, ТКР отметила:

 

По Восточно-Перевальному месторождению:

- освоение месторождения начато с опозданием;

- изменены контуры нефтеносности;

- запасы категории С₁ не подтверждаются;

- проведённый ОАО СибНИИНП авторский надзор установил, что состояние работ в области бурения, отборов жидкостей, формирования системы заводнения удовлетворительное.

 

По Выинтойскому месторождению:

- ввод месторождения в разработку задержан по экономическим и организационным причинам , а также из-за неподтверждения запасов категории С₁+С₂;

- работы по освоению месторождения приостановлены до получения результатов сейсморазведочных работ методами 2Д и 3Д и на их основе бурения 1-2 разведочных скважин.

С февраля по июнь 1999 г. ТКР рассмотрела 9 проектных документов: 3 проекта разработки, технологическую схему опытно-промышленных работ, технологическую схему эксплуатации подземных вод апт-сеноманского комплекса и 4 проекта пробной эксплуатации.

Проект разработки Убинского месторождения ООО “ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь” предложено недропользователю представить в ТКР после доработки на повторное рассмотрение, так как в представленном виде отсутствует экономически рентабельный вариант разработки неразбуренной части Западной и Юго-Восточной залежей, нет проекта совместной разработки всего месторождения, его разбуренной и неразбуренной частей, не предусмотрено вовлечение в разработку всех запасов нефти, находящихся на балансе РГФ, не найдены эффективные технологии, позволяющие прибыльно разрабатывать участки залежей с нефтенасыщенными толщинами менее 4 м.

Рассмотрев “Уточненный проект разработки Мулымьинского месторождения ООО “ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь”, ТКР отмечает:

- месторождение находится в заключительной стадии разработки;

- не рассмотрена возможность применения для довыработки запасов новейших технологий;

- фактически достигнутый КИН (0,312) значительно ниже проектного (0,4) при высокой текущей обводненности — 95.7%;

- существующая система ППД не позволяет поддерживать проектные давления на устье добывающих скважин.

Проект предложено утвердить со следующими основными положениями и технико-экономическими показателями:

- один объект эксплуатации, пласт П с пачками П₁ и П₂ и кора выветривания ;

- система заводнения очагово-избирательная;

- соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин 1:2.1;

- давление на устье нагнетательных скважин 12.0 МПа ;

- коэффициент эксплуатации механизированных скважин 0.9 — ЭЦН, 0.95 – ШГН;

- регулирование пластового давления — снижение текущего пластового давления ниже начального и поддержание его в процессе эксплуатации на уровне 11-12 МПа;

- применение методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи, а также дополнительную перфорацию неработающих по ПГИ интервалов;

- добыча нефти с начала разработки — 1888 тыс. т ;

- добыча нефти за проектный период — 119.1 тыс.т;

максимальные уровни добычи :

- нефти — 19.0 тыс. т (2002 г.) ;

- жидкости — 326.1 тыс. т (2002 г.) ;

- закачка воды — 168 тыс.м³ (2002 г.) ;

- коэффициент извлечения нефти — 0.336;

- отбор от извлекаемых запасов , утвержденных ГКЗ, — 84% ;

- фонд добывающих скважин — 12 ;

- фонд нагнетательных скважин — 3.

Недропользователю предложено выполнить работу по обоснованию возможного применения новейших технологий (например, сверхвлажное внутрипластовое горение).

После рассмотрения предложено утвердить “Уточненный проект разработки Трехозерного месторождения” со следующими основными положениями и технико-экономическими показателями:

- один объект эксплуатации;

- система заводнения — внутриконтурная, очагово-избирательная;

- соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин 1:2.7;

- режим закачки – циклический;

- давление на устье нагнетательных скважин — 12 МПа;

- текущее пластовое давление на уровне 12-13 МПа;

- коэффициент эксплуатации механизированных скважин — 0.90 — ЭЦН, 0.95 – ШГН;

- применение методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, предложенных в работе;

- гелеобразующие составы на основе силиката натрия;

- осадкообразующие составы на основе силиката натрия;

- системная технология с использованием полимердисперсных систем;

- гидрофобизирующие композиции;

- полисил;

- темпоскрин;

- биополимеры;

- срок рентабельной разработки – 2011 г.;

- добыча нефти с начала разработки – 15515 тыс.т;

- добыча нефти за проектный период – 653 тыс.т;

- максимальные уровни добычи:

нефти – 65 тыс.т (2001 г.);

жидкости – 890 тыс.т (2004-2010 гг.);

закачка воды – 820 тыс.м³ (2004-2007гг.);

- коэффициент извлечения нефти – 0,374;

- отбор от извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ, – 97.3%;

- фонд добывающих скважин – 29;

- фонд нагнетательных скважин – 7.

ТКР отмечает:

- На высоком уровне создана геологическая и фильтрационная модели пластов.

- Месторождение эксплуатируется при текущем пластовом давлении, превышающем начальное.

- Высокие темпы закачки не приводят к увеличению добычи нефти, способствуют лишь возрастанию добычи воды.

- Основные фактические показатели (отбор нефти, жидкости, фонд скважин) отстают от проектных и только средние дебиты скважин по нефти и жидкости превышают проектные.

- Не рассмотрены варианты с возможностью применения новейших технологий по довыработке запасов нефти.

Недропользователю предложено выполнить работы по обоснованию возможности применения новейших технологий для довыработки запасов нефти (например, сверхвлажного внутрипластового горения и др.) .

Представленную ЗАО “Сибойл” технологическую схему опытно-промышленной разработки Мохтиковского месторождения ТКР приняла в качестве проекта пробной эксплуатации на 2 года с условием отбора нефти (с 1993 по 2001 гг.) не более 5% от начальных извлекаемых запасов.

ТКР отметила низкий научный уровень “Технологической схемы опытно-промышленной разработки Мохтиковского месторождения”, выполненной ОАО “СибНИИНП” и ТОО Нижневартовский филиал “Минерал Лтд”, в частности:

- петрофизические свойства коллекторов изучены недостаточно;

- не изучены фазовые проницаемости;

- лабораторные исследования по определению остаточной нефтенасыщенности, коэффициента вытеснения приведены только для пласта ЮВ₁¹;

- отставание с разбуриванием месторождения привело к значительному различию фактических и проектных показателей разработки.

Недропользователю предложено выполнить предусмотренный проектом пробной эксплуатации план исследовательских работ и на базе полученных результатов подготовить в 2000 г. и представить в ГКЗ РФ подсчет запасов по Мохтиковскому месторождению.

При утверждении “Технологической схемы эксплуатации подземных вод апт-сеноманского горизонта Северо-Ореховского месторождения для целей ППД СП ”Соболь” ТКР отметила недостаточно обоснованную конструкцию водозаборных скважин, которая не гарантирует систему ППД от выноса песка. Технологическая схема утверждена со следующими основными положениями:

- организация водозаборных узлов, состоящих из двух скважин (основной и резервной) на 13 нефтяных кустах месторождения;

- суммарный отбор апт-сеноманских вод не более 4260 м³/сут;

- расчетное снижение уровня в точках расположения скважин не более 35-60 м.

При рассмотрении проекта пробной эксплуатации Аригольского месторождения ОАО “Славнефть-Мегионнефтегазгеология” ТКР отметила недостаток информации, полученной в процессе пробной эксплуатации разведочных скважин (недостаточный объем глубинных проб нефти, недостаточный контроль за пластовым давлением, не определялось взаимовлияние работающих скважин, отсутствие контроля за возможным изменением газового фактора и т.д).

Проект пробной эксплуатации принят на 3 года (2000-2002 гг.) со следующими основными положениями и технико-экономическими показателями:

- разбуривание залежи нефти по трехрядной системе с размещением скважин по равномерной треугольной сетке 500х500 м в центральной части с нефтенасыщенными толщинами более 10 м и по сетке 600х600 м на периферийных участках с толщинами менее 10 м;

- общий фонд добывающих скважин 84, в том числе 37 добывающих, 34 нагнетательных и 3 разведочных;

- разбуривание первоочередного участка по трехрядной системе с размещением скважин по равномерной треугольной сетке и расстоянием между скважинами 500 м ;

- общий фонд эксплуатационных скважин на первоочередном участке — 25, из них 17 добывающих, 5 нагнетательных, 3 разведочных;

- уровни добычи нефти за период пробной эксплуатации ( тыс.т): 1999 г.– 30.0; 2000 г. – 76.0; 2001 г. – 152.1; 2002 г. — 338.6.

1. Для проектирования обустройства месторождения на полное развитие принять следующие показатели:

- проектный уровень добычи нефти – 496.3 тыс.т;

добычи жидкости — 547.7 тыс.т;

закачки — 847.4 тыс.м³;

добычи газа — 51.075 млн.м³;

- использование для системы ППД вод сеноманских отложений;

- фонтанный способ эксплуатации в начальный период с последующим переходом на механизированный.

Проект пробной эксплуатации Хазарского лицензионного участка АНК ”Башнефть” было решено рассмотреть повторно после проведения технико-экономических расчетов эксплуатации скважин на естественном режиме. ТКР отметила также, что :

- предложенные технологические варианты не обеспечивают максимального нефтеизвлечения;

- рекомендуемый вариант является малоэффективным, мероприятий по улучшению экономических показателей, в том числе с применением новых методов, не предложено.

Проект пробной эксплуатации Кирско-Коттынского лицензионного участка АНК ”Башнефть” был рассмотрен ТКР повторно.

Протоколом заседания Ханты-Мансийской ТКР №86 от 29.01.1999 г. этот проект принят в качестве принципиальной основы для промышленного освоения участка. Институту БашНИПИнефть было предложено: представить вариант пробной эксплуатации, предусматривающий достижение уровней добычи нефти, принятых в конкурсных условиях; разработать мероприятия по активизации выработки зон залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Данные материалы представлены институтом в установленный срок в виде дополнительной записки к проекту пробной эксплуатации Кирско-Коттынского лицензионного участка ХМАО.

За прошедший период введена в пробную эксплуатацию разведочная скв.52Р со средним дебитом по нефти от 29 до 57 т/сут при обводненности до 2%. Скважина эксплуатируется фонтаном с буферным давлением от 12 до 32 кгс/см².

Кроме того, получена новая геолого-геофизическая информация по результатам бурения двух разведочных скв.3Р, 5Р. Скважины размещались в пределах ожидаемых нефтенасыщенных толщин по пласту ЮB11 -12 и 9 м и по пласту ЮB₁³ –12 и 4 м, соответственно.

Фактически:

-в скв. 3Р пласт ЮB₁¹ вскрыт с толщиной 4 м, пласт ЮВ₁³ - 5 м;

-в скв.5Р пласт ЮВ₁¹ вскрыт с толщиной 4 м, пласт ЮB₁³ - водонасыщенный.

Приведенные данные бурения разведочных скважин согласуются с полученными за это же время данными сейсмических исследований, выполненных АОЗТ “Пангея”. В сумме новые данные показывают, что толщины пластов и их продуктивность восточнее скв.52Р на Коттынском месторождении ниже представленных в конкурсном информационном пакете.

Учитывая вышеизложенные уточнения геологического строения залежей пластов ЮВ11 и ЮB13, предлагается принять следующие основные технологические показатели разработки ранее представленного БашНИПИнефть проекта пробной эксплуатации Кирско-Коттынского лицензионного участка:

- максимальный уровень добычи нефти — 394 тыс.т;

- максимальный уровень добычи жидкости — 457.9 тыс.т;

- максимальный уровень закачки воды — 598.6 тыс.м³.

Фонд скважин, всего 69, в том числе добывающих -40, нагнетательных — 25.

План пробной эксплуатации разведочных скв. Р-1, Р-2, Р-3, Р-5, Р-21, Р-22, Р-23 на Ингинском блоке Поттымско-Ингинского лицензионного участка ОАО “Инга” – правопреемника прежнего недропользователя ОАО “КИНЭКС” — утвержден ТКР сроком на 1 год. Недропользователю предложено к 1.01.2001 г. завершить переинтерпретацию геолого-геофизических материалов, уточнить модель залежей нефти Ингинского блока, утвердить программу исследований, подготовить проектный документ по эксплуатации данного участка.

Работа АНК “Югранефть” “Экономический анализ освоения Восточно-Пальяновской площади Красноленинского месторождения на условиях Соглашения о разделе продукции” рассматривалась ТКР дважды.

Первоначально было отмечено:

- предложенный вариант освоения площади является низкоэффективным;

- принятые при проектировании величины КИН не соответствуют условиям лицензионного соглашения;

- не состыкованы технологическая и экономическая части работы;

- отсутствуют данные по обустройству площади;

- требуют уточнения исходные экономические показатели;

- недостаточен объем исследований по поиску более эффективных технологий нефтеизвлечения;

- недостаточен объем геологоразведочных работ по изучению недр и переводу запасов в более высокие категории;

- рассматриваемая работа не содержит многих сведений, необходимых для разработки условий Соглашения о разделе продукции, то есть для рассмотрения в ТКР представлен документ, не учитывающий в комплексе все аспекты освоения площади (отсутствуют разделы по обустройству промыслов, инфраструктуре, интенсификации притоков, экологии, лабораторным и опытно-промышленным работам по методам увеличения нефтеотдачи).

Недропользователю было рекомендовано внести изменения и дополнения в работу в соответствии с замечаниями экспертов и представить доработанный вариант в ТКР.

При вторичном рассмотрении предложенные технико-экономические подходы к освоению площади были приняты за основу и работа рекомендована к рассмотрению на ЦКР. ТКР признала целесообразным силами СибНИИНП и ГУП ХМАО НАЦРН провести:

- формирование локальной базы данных проекта до 01.04.1999 г.;

- обоснование основных технико-экономических показателей до 01.06.1999 г.;

- подготовку Соглашения о разделе продукции до 01.09.1999 г.

Недропользователю предложено:

- до 01.04.1999 г. составить программу опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий нефтеизвлечения и утвердить на ТКР;

- испытать новые технологий до 01.01.2003 г.;

- по результатам испытания новых технологий выполнить пересчет запасов, технико-экономическое обоснование КИН, уточнить технико-экономические показатели разработки и условия реализации Соглашения о разделе продукции.

Рассмотрев “Технологическую схему разработки Каменной площади (восточная часть) на условиях Соглашения о разделе продукции ОАО ”Хантымансийскнефтегазгеология”, ТКР утвердила ее как “Технологическую схему опытно-промышленной разработки Каменной площади (восточная часть) Красноленинского месторождения на условиях Соглашения о разделе продукции” сроком на 5 лет (1999-2004 гг.). ТКР одобрила предложенный план ввода лицензионного участка в разработку с проведением работ по испытанию и определению эффективных технологий на выделенных четырех первоочередных участках.

Недропользователю предложено по объекту ВК дополнительно выполнить расчет показателей по варианту, предусматривающему разбуривание участков с нефтенасыщенными толщинами более 12 метров по сетке 500×500 м, менее 12 метров — по более редким сеткам скважин. Рекомендуется для проведения переговоров с государственными органами по Соглашению о разделе продукции принять за основу технологические показатели уточненного варианта.

По отложениям юрского комплекса ТКР утвердила рекомендуемый недропользователем вариант разработки, предусматривающий следующие технологические решения:

- выделение одного эксплуатационного объекта (тюменская свита, базальный горизонт, кора выветривания);

- ввод двух эксплуатационных участков: центрального (район разведочных скв.4, 13, 135), южного (район разведочных скв. 103, 147);

- нерегулярную систему размещения скважин ;

- отработку всех скважин на начальном этапе на режиме истощения пластовой энергии;

- организацию избирательного заводнения c 2006 года путем перевода части добывающих скважин под закачку;

- вывод 5 разведочных скважин из консервации;

- бурение 10 оценочных и 9 разведочных скважин;

- бурение 60 эксплуатационных скважин.

При рассмотрении работы “Экономический анализ освоения Красноленинского месторождения ОАО “Кондпетролеум” на условиях Соглашения о разделе продукции” ТКР отметила:

- залежи нефти Красноленинского месторождения относятся к категории сложнопостроенных с трудноизвлекаемыми запасами. Неблагоприятно сочетание таких факторов, как наличие в одной залежи низкопроницаемых прослоев и «суперколлекторов», а также повышенного газового фактора до 200-300 м³/т, поэтому разработка такого типа залежей требует наукоемких технологий и нестандартных технологических решений:

- разработка месторождения ведется низкими темпами, что объясняется ухудшением структуры запасов, выбытием фонда скважин из-за обводнения (в том числе в связи с быстрым прорывом воды по суперколлекторам), низкими дебитами на участках с ухудшенными коллекторскими свойствами и сокращением объема бурения из-за его нерентабельности;

- прогноз технологических показателей проведен с учетом деления запасов нефти на вовлекаемые и невовлекаемые, что не соответствует требованиям отраслевого РД по проектированию разработки и Закону «О недрах»;

- по своему содержанию представленная работа не в полной мере соответствует требованиям, предъявляемым к подобным документам;

- реальные запасы нефти не соответствуют находящимся на государственном балансе и требуют пересмотра и переутверждения в ГКЗ (для расчетов приняты оперативные запасы);

- нет эффективных технологий для разработки сложнопостроенных и низкопроницаемых залежей нефти;

- в представленной работе не обоснован рациональный вариант доразработки Красноленинского месторождения, в связи с чем она не может быть рекомендована государственной комиссии по СРП для ведения переговоров на полное развитие месторождения.

Учитывая сложную социально-экономическую обстановку в ОАО «Кондпетролеум» и в районах его работ (г. Нягань и Октябрьский район ХМАО), ТКР, в виде исключения, считает возможным использовать представленную работу для начала переговорного процесса между государством и инвестором.

Недропользователю предложено:

- до 2002 г. выполнить и утвердить в установленном порядке запасы нефти месторождения;

- до 2003 г. на альтернативной основе выполнить и утвердить в установленном порядке проектные технологические документы на разработку месторождения;

- в 1999-2005 гг. провести опытно-промышленные работы по испытанию рекомендованных технологий нефтеизвлечения;

- по результатам работ уточнить технико-экономические показатели разработки месторождения на условиях СРП на полное его развитие.