Зайцев Г.С. (КНГ и МР)
Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. (НАЦ РН ХМАО)

В ХМАО на 01.07.1999 г. 42 недропользователя имели 208 лицензий на право разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений (без учета итогов VII аукциона). На 172-х лицензионных участках ведется добыча нефти, которая в 1998 г. по округу составила 166,3 млн.т. За 1999 г. добыто около 83 млн.т, то есть отбор в последние годы сохраняется на уровне 165-170 млн.т. При эксплуатации месторождений недропользователями допускались нарушения, выявляемые Межведомственной территориальной комиссией по разработке месторождений ХМАО, а также комиссиями по комплексной проверке выполнения лицензионных соглашений при пользовании недрами на территории Ханты-Мансийского округа.

Одно из основных нарушений — несоблюдение проектных решений, т.е. статей лицензионных соглашений, в которых сказано, что разработка участка осуществляется согласно проектным документам, утвержденным ТКР (ЦКР) в установленном порядке.

Анализ показал, что по ряду лицензионных участков фактические уровни добычи значительно меньше уровней, определенных лицензионным соглашением. Отсутствует долгосрочный прогноз добычи по округу и оценка добывных возможностей месторождений. Процесс разработки месторождений зависит, в основном, от желаний недропользователей и часто развивается стихийно.

Нарушение проектных решений по крупным нефтяным компаниям, работающим в округе много лет, связано, в основном, с тем, что большинство проектных документов было составлено 10 и более лет назад в других экономических условиях и без учета новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Они требуют пересмотра, но согласованные сроки их обновления не соблюдаются. В небольших компаниях проектные решения нарушаются из-за отставания разбуривания месторождений, часто буровые работы на участке полностью прекращаются. Производится выработка наиболее продуктивных участков месторождения, что, естественно, приводит к потерям нефти в пласте.

Так, разработка лицензионных участков Красноленинского месторождения, в частности, Ем-Еговского+Пальяновского, Каменного и Талинского (ОАО «Кондпетролеум»), ведется с большим отклонением от проектных документов, принятых с 1980 по 1991 гг. Уровень добычи нефти за 1998 г. более чем в 4 раза отстает от проектного. Авторский надзор за разработкой участков не ведется с 1995 г. Все показатели разработки участков удручающи.

В районе деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») на 7-ми лицензионных участках (Повховский, Ватьеганский, Грибной, Дружный, Восточно-Придорожный, Кустовой, Равенский) не выполнены сроки обновления проектной документации. Добыча нефти из разведочных скважин Равенского участка производится без проектной документации.

Пробная эксплуатация Новоаганского лицензионного участка (ОАО «Варьеганнефть») осуществляется без проектных документов. По Варьеганскому лицензионному участку (ОАО «Варьеганнефть») не выполнены сроки ее обновления .

С 1999 г. Пограничный лицензионный участок (НК «Сибнефть») разрабатывается без проектного документа. Срок действия дополнительной записки СибНИИНП, утвержденной ЦКР в 1996 г., закончился в 1998 г.

Такие примеры можно привести практически по всем нефтяным компаниям, работающим на территории Ханты-Мансийского округа.

В последние годы неуклонно снижается объем эксплуатационного бурения, без которого невозможно обеспечить полноту выработки запасов нефти. Так, в целом по округу объемы буровых работ в 1998 г. (3308 тыс. м) снизились по сравнению с 1995 г. (6650 тыс. м) более чем в 2 раза. Лишь НК «Сургутнефтегаз» поддерживает буровые работы примерно на одном уровне (1659 тыс.м в 1998 г.). НК «Сибнефть» в 1998 г. вообще не вела эксплуатационного бурения на своих лицензионных участках. В большинстве небольших компаний, имеющих 1-2 лицензии, вместо развертывания буровых работ фиксируется добыча нефти из разведочных скважин (корпорация «Югранефть», Красноленинск-нефтегазгеология, Назымская НГРЭ, СИНКО, Хантымансийскнефтегазгеология, ГОЛОЙЛ и т.д.).

Разбуренность лицензионных участков в целом по округу составляет 60%. В большинстве случаев она намного отстает от проектной, что приводит к выборочной выработке запасов, а значит — к нарушению технологических процессов разработки и снижению коэффициента нефтеотдачи.

Отборы жидкости из недр не сбалансированы с закачкой воды. Месторождения бесконтрольно заводнены и на многих из них продолжается технологически ненужная закачка воды в продуктивные пласты, т.к. не решены вопросы утилизации подтоварной воды, что ведет к высокому обводнению скважин.

В НК «Сибнефть» все три лицензионных участка разрабатываются с большим превышением объемов закачки воды над добычей жидкости. Это привело к тому, что в зонах отбора текущее пластовое давление возросло по сравнению с первоначальным в среднем на 10 атм. — по Холмогорскому, 18-21 атм. — по Пограничному и 10-27 атм. — по Вэнгапуровскому участкам с тенденцией дальнейшего роста.

Высокая компенсация отмечается на лицензионных участках НК «СИДАНКО»: в ОАО «Варьеганнефтегаз» в среднем она составляет около 180%, в ОАО «Варьеганнефть» – 200%, в ОАО «Кондпетролеум» – более 140%, в ОАО «Черногорнефть» – свыше 120%.

Необходимо отметить, что некоторые недропользователи начали приводить ее в соответствие с отборами. Так, с 1985 г. в больших объемах производилась закачка воды на Малочерногорском лицензионном участке, разработку которого осуществляла корпорация «Югранефть». Текущая компенсация достигала 354%, а накопленная — 231%. С 1994 г. ведется работа по уменьшению объемов закачки, и в 1998 г. текущая компенсация составила 30,2%, а накопленная пока по-прежнему высокая — 168,7%. Несмотря на значительное снижение текущей компенсации с 1995 по 1998 г., остается высокой накопленная компенсация отборов заводнением по лицензионным участкам СП «Белые ночи»: по Западно-Варьеганскому 267% и по Тагринскому 170%, т.к. сказывается 5-6-кратная перекомпенсация в начальный период эксплуатации месторождений.

В то же время некоторые лицензионные участки разрабатываются без поддержания пластового давления или с недостаточной компенсацией. Это наблюдается у недропользователей, которые не ведут эксплуатационного бурения (АНК «Югранефть», Аки-Отыр, Хантымансийскнефте-газгеология, Аганнефтегазгеология, ИНГА и т.д.). Практически без поддержания пластового давления эксплуатируется Северо-Ореховский лицензионный участок (СП «Соболь»). Хаотично осваивается система ППД на Западно-Асомкинском лицензионном участке, разрабатываемом ЗАО «Обьнефтегеология», где по некоторым скважинам горизонта ЮС₁ пластовое давление снизилось на 117 атм. при начальном – 297 атм. Безсистемное форсирование закачки приводит к интенсивному обводнению продукции.

В округе велик процент бездействующих добывающих и законсервированных скважин. Отмечается выборочная отработка высокопродуктивных запасов на участках, где нефть добывается из разведочных скважин, и на разбуренных — с большим количеством бездействующих скважин.

Анализ данных свидетельствует о том, что в последние годы недропользователи все больше скважин переводят в бездействующий фонд, и особенно заметен рост законсервированных скважин. За 1996-1998 гг. их количество по округу выросло более чем на 30% (см. рис.1).

 

Рис.1. Динамика эксплуатационного фонда скважин по ХМАО

Действующий фонд скважин ХМАО неуклонно снижался и на 01.01.1999 г. составил 45846; в бездействующем – 17017 (27%) и 17125 (14,8%) скважин, находящихся в консервации. Потери от сверхнормативного простоя — более 15% фактической добычи нефти (см.рис.2). По отдельным разрабатываемым лицензионным участкам фонд скважин, находящихся как в бездействии, так и в консервации, достигает 50% и более.

 

Рис.2. Динамика потерь добычи нефти за счет сверхнормативного бездействия и консервации скважин по ХМАО

Многие из таких скважин переводятся в бездействие или консервацию из-за низких дебитов и высокой обводненности продукции, что, по мнению недропользователя, указывает на их нерентабельность. Но считать нерентабельными отдельные скважины некорректно, так как при выводе из действующего фонда любой скважины не просто теряется нефть, но нарушается система разработки, предусмотренная проектными решениями. Мы имеем в виду нерентабельность площади или участка месторождения, отключение которого не повлияет на потери нефти в недрах. Это определяется лишь при детальном анализе процесса разработки такого участка с использованием геолого-технологических моделей объектов. При выводе скважин в консервацию должны быть веские обоснования и обязательно наличие государственной экспертизы. Только после этого должно приниматься решение о переводе скважин в консервацию.

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

В заключение необходимо отметить, что из-за нарушений процесса разработки лицензионных участков по многим месторождениям не прогнозируется достижение утвержденного КИН. Вместо того, чтобы изменить ситуацию, некоторые недропользователи занимаются необоснованным списанием запасов и таким образом рассчитывают достичь утвержденного КИН. Нужно повысить роль проектов разработки, на основании которых ежегодно определяются годовые уровни (квоты) добычи нефти по каждому лицензионному участку.

За разработкой нефтяных месторождений округа следует установить государственный контроль, одним из рычагов которого является государственная экспертиза проектной документации на разработку месторождений и регулирование уровней добычи нефти.