Работа Ханты-Мансийской межведомственной Территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (февраль — июнь 1999 года)

 

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 БВ8-10;

-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 С12;

- 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.

Оригами лебедь для начинающих на http://origamka.ru/ Узнайте, как сделать лебедя из бумаги.