Зайцев Г.С. (КНГ и МР)
Толстолыткин И.П., Туров В.А. (НАЦ РН ХМАО)

В IV квартале 1999 г. состоялось 3 заседания ТКР и 3 заседания бюро ТКР, на которых было рассмотрено 8 вопросов, связанных с обоснованием уровней отбора нефти в 2000 г., использованием ресурсной базы, выполнением лицензионных соглашений в части разработки месторождений и проектирования пробной эксплуатации лицензионных участков.

Рассмотрев использование ресурсной базы ОАО «Ноябрьскнефтегаз» на территории Ханты-Мансийского автономного округа, ТКР отметила, что минерально-сырьевая база по всем лицензионным участкам используется неудовлетворительно, особенно на Вэнгапуровском месторождении. Достоверность определения извлекаемых запасов низка по всем лицензионным участкам. Утвержденные проектные документы на разработку месторождений требуют серьезной корректировки.

По Холмогорскому месторождению:

• в утвержденном в 1998 г. Проекте разработки недостоверно оценены оставшиеся извлекаемые запасы, их местонахождение по разрезу и в плане, что приводит к некорректной оценке перспектив добычи нефти на месторождении. Отсутствуют альтернативные варианты разработки, направленные на увеличение нефтеизвлечения из недр;
• недропользователем не предусмотрены мероприятия по вовлечению в разработку запасов нефти категории С₁ в юго-восточной части месторождения.

По Вэнгапуровскому месторождению:

• разработка месторождения ведется по утвержденному проектному документу, составленному ВНИИнефть в 1984 г. В технологической схеме не было предусмотрено разбуривание значительной части запасов категории С₁. В процессе разбуривания залежей нефти установлено значительное изменение геологического строения залежей, связанное как с сокращением, так и расширением продуктивных площадей, а также с изменением коллекторских характеристик;
• новый проектный документ не составлен, в авторских надзорах предложений по совершенствованию системы разработки не предлагалось.

Низкий коэффициент использования фонда скважин привел к разбалансированности реализованной системы разработки, выборочной отработке запасов нефти и в результате — к снижению извлекаемых запасов. В перспективном плане буровых работ не предусматривается вовлечение в активную разработку всех запасов категории С₁+С₂. Отсутствует программа работ по введению в разработку недренируемых запасов с использованием бездействующих и законсервированных скважин. Не установлены наиболее эффективные технологии увеличения нефтеотдачи, соответствующие горно-геологическим условиям и стадии разработки месторождения.

По Пограничному месторождению:

• с 1999 г. месторождение разрабатывается без проектного документа;
• наблюдается значительная перекомпенсация отборов жидкости закачкой воды; темпы падения добычи нефти (до 28% в год) весьма велики и не характерны для завершающей стадии разработки месторождений. Недропользователь не принимает действенных мер по снижению темпов падения добычи, в том числе и методы увеличения нефтеотдачи. Велик бездействующий фонд скважин.

В соответствии с замечаниями Комитета по нефти, газу и минеральным ресурсам недропользователь представил ТКР 12.10.1999 г. «Программу по устранению замечаний, выявленных в результате комплексной проверки от 09.09.1999 г.» с конкретными сроками и планируемыми инвестициями, соответствующую рекомендациям ТКР от 25.06.1999 г., в которой предусматривает проведение работ по совершенствованию разработки месторождений и более полное использование имеющихся запасов.

При рассмотрении обоснования уровней добычи нефти по лицензионным участкам ОАО «Черногорнефть» ТКР указала на существенные недостатки при разработке нефтяных месторождений, а именно:

• системы разработки по всем месторождениям хаотичны, особенно неудовлетворительно состояние разработки Тюменского месторождения;
• накопленная с начала разработки компенсация отборов жидкости закачкой не соответствует текущим пластовым давлениям;
• низки темпы бурения при высоких дебитах новых скважин (42 т/сут) и наличии проектного фонда;
• высок процент неработающего фонда (50%) с потенциальной годовой добычей 1,5 млн.т. Запланирован вывод из бездействия только 47-ми скважин. Аварийный фонд также велик и составляет 724 скважины;
• необходим пересчет запасов по многим месторождениям, устарели и проектные документы, недропользователь утратил контроль над процессом управления разработкой залежей в результате некорректной оценки возможностей фонда и перспектив нефтедобычи.

Недропользователю рекомендовано принять меры по ускорению пересчета запасов и пересоставлению проектных документов на базе созданных им адресных геолого-технологических моделей, а также ежегодно вести авторский надзор за состоянием разработки месторождений.

Проанализировав по результатам комплексной проверки выполнение лицензионных соглашений в части разработки месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз», ТКР отмечает:

По Северо-Варьеганскому лицензионному участку:

• проектный документ, по которому ведется разработка месторождения, составлен на основе оперативных запасов, не утвержденных в ГКЗ, и нуждается в значительной корректировке;
• геологическая модель месторождения, принятая в первоначальном подсчете запасов 1978 г., в основном не подтверждается результатами проведенного эксплуатационного бурения и эксплуатации скважин;
• недропользователь не выполнил условие лицензионного соглашения по пересчету запасов и утверждению их на ГКЗ;
• значительный (около 70%) простаивающий, бездействующий и законсервированный фонд добывающих и нагнетательных скважин разбалансирует систему разработки и может привести к снижению конечной нефтеотдачи и полноты выработки запасов из недр;
• недропользователем не создана детальная геолого-технологическая модель разрабатываемых объектов, что не позволяет грамотно на современном уровне управлять разработкой месторождения, детализировать местоположение остаточных запасов и планировать мероприятия по их выработке;
• недропользователем не выполнены условия лицензионного соглашения по обновлению проектного документа, допущено снижение текущего пластового давления до величин, близких к критическим.

По Бахиловскому лицензионному участку:

• недропользователем не выполнены условия лицензионного соглашения по срокам пересчета запасов и уточнения геологической модели месторождения;
• представления о геологическом строении месторождения, имеющиеся на момент утверждения запасов в ГКЗ (1987 г.), претерпели значительные изменения;
• действующий проектный документ устарел и не соответствует текущему состоянию разработки;
• отмечаются большие отклонения фактических показателей разработки от проектных;
• уровни добычи нефти и жидкости почти в 2 раза ниже проектных;
• разбурено всего 26,4% от проектного фонда скважин, бурение и формирование системы разработки прекращено с 1994 г.;
• неработающий фонд скважин составляет 57% от фонда добывающих скважин;
• накопленный отбор от начальных извлекаемых запасов составляет 6% при проектном 25%;
• пластовое давление в зоне отборов снижено на 10-12 МПа от первоначального;
• вышеперечисленные отклонения от утвержденных проектных решений и действующих нормативов и правил разработки свидетельствуют о нерациональном использовании недропользователем представленной ему ресурсной базы Бахиловского месторождения и могут привести к снижению конечной нефтеотдачи.

По Северо-Хохряковскому лицензионному участку:

• одноименное месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1988 г. на основе проекта пробной эксплуатации. В 1990 г. СибНИИНП составлено дополнение к этому проекту (протокол ЦКР № 6 от 21.12.1990 г.). Таким образом, на месторождении до настоящего времени реализуется проект пробной эксплуатации. Недропользователем не выполнено условие лицензионного соглашения по составлению нового проектного документа на разработку недр;
• комиссия отмечает значительные отклонения фактических показателей разработки месторождения от проектных:
• значителен неработающий фонд добывающих скважин – 53%, что приводит к разбалансировке утвержденной системы разработки;
• недостаточно реализуется намеченная программа гидродинамических и специальных исследований;
• значительны систематические нарушения проекта пробной эксплуатации Северо-Хохряковского месторождения по срокам, целям и задачам.

По Сусликовскому лицензионному участку:

• на месторождении не проведены работы по обустройству, предусмотренные проектом;
• не выполняется комплекс исследований, предусмотренный проектом пробной эксплуатации для уточнения геологического строения месторождения;
• производится выборочная выработка запасов отдельными скважинами без затрат недропользователя на обустройство месторождения. Проект пробной эксплуатации не реализуется в полной мере по целям, объемам и задачам.

ТКР считает нарушение условий разработки Северо-Варьеганского и Бахиловского месторождений значительным и рекомендует органам, выдавшим лицензии, начать процедуру досрочного прекращения прав пользования недрами ОАО «Варьеганнефтегаз» на Северо-Варьеганском и Бахиловском лицензионным участкам.

По Северо-Хохряковсому и Сусликовскому лицензионным участкам ТКР рекомендует органам, выдавшим лицензии, применить к недропользователю штрафные санкции в размере максимального роялти до устранения отмеченных нарушений выполнения лицензионных соглашений по разработке месторождений.

При рассмотрении проектов пробной эксплуатации ТКР отметила

по Западно-Ермаковскому месторождению:

• недоизученность геологического строения месторождения и необходимость исследования нефтеносности юрских пластов в рассматриваемой зоне;
• недостаточное обоснование совместной эксплуатации продуктивных пластов А₃, А₇, и Б₀;
• заниженную цену нефти на внутреннем рынке (720 руб./т), используемую при экономическом обосновании вариантов разработки.

по Чехлонейскому месторождению:

• низкую степень изученности месторождения;
• заниженную цену нефти на внутреннем рынке (720 руб./т).

по Хазарскому лицензионному участку:

• предложенные технологические варианты не обеспечивают максимального нефтеизвлечения;
• некорректность расчета варианта на естественном режиме по двухмерной модели, а не по трехмерной.

По всем трем лицензионным участкам ТКР рекомендует:

• обеспечить проведение авторского надзора за пробной эксплуатацией и по ее результатам создать адресные геолого-гидродинамические модели.

Кроме того, ТКР считает необходимым

по Западно-Ермаковскому месторождению:

• бурение двух экспериментальных скважин на нижний объект, одну — со вскрытием пласта Б₀ и забуриванием двух боковых стволов для раздельной эксплуатации верхних продуктивных пластов А₃, А₇, другую — для оценки целесообразности одновременной или одновременно раздельной эксплуатации трех продуктивных пластов;
• провести комплекс мероприятий по отработке технологий выработки запасов нефти из нижних продуктивных пластов.

по Чехлонейскому месторождению:

• представить дополнительно технико-экономические расчеты по варианту с последовательной отработкой в начале залежи пласта Ю₁ с использованием двух сеток (Ю₁ и Б₁₀), а затем с возвратом этих сеток на верхний объект.

по Хазарскому лицензионному участку:

• рекомендовать проведение эксплуатации объекта с самого начала разработки в циклическом режиме.

По пробной эксплуатации скв. Р-92 Салымской площади, проводимой ЗАО «Правдинская нефтегазоразведочная экспедиция», ТКР отмечает, что полугодовой срок недостаточен для решения задач пробной эксплуатации скв.Р-92, и рекомендует продлить его, утвердив комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на этой скважине.

ТКР рассмотрела и одобрила новую форму «Соглашения по уровням добычи нефти и газа между недропользователем и государственными органами, выдающими лицензию», а также признала целесообразным в течение 2000 г. разработать применительно к условиям Ханты-Мансийского автономного округа требования к содержанию проектных технологических документов по разработке нефтяных месторождений.