Работа Территориальной комиссии по запасам нефти и газа за 1999 год
Панов В.Ф. (Департамент по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО)
Сергеева Н.А., Шутько С.Ю. (КПР по ХМАО)
Тренин Ю.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)
13-17 марта 2000 г. состоялось заседание ТКЗ ХМАО, посвящённое подведению итогов по приросту запасов нефти и газа за 1999 г.
17 компаний представили материалы по 185 залежам 83 месторождений по распределенному фонду недр (РФН) и 26 залежам 13 месторождений нераспределённого фонда недр (НРН), представленных НАЦ РН ХМАО.
Комиссия рассмотрела извлекаемые запасы нефти категорий ВС1 в объёме 128.0 млн.т и категории С2 – 65.2 млн.т, в том числе по НФН – 13.3 и 46.5 млн.т, соответственно, а затем утвердила 126.0 (ВС1) и 48.6 млн.т (С2), в том числе по НФН 13.3 и 46.1 млн.т.
В результате по ХМАО запасы уменьшились: категории ВС1 на 2,0 млн.т (1,6 % отн.), категории С2- на 16,7 млн.т (25,5 % отн.).
По НФН запасы категории С1 практически не изменились: представляли 13.327, утверждено 13.334 млн.т; по категории С2 немного уменьшились: с 46.5 до 46.1 млн.т, или на 0.8 % (отн.)
Причины изменений в запасах углеводородов по компаниям — недропользователям РФН, а также по НФН за 1999 г. следующие:
Распределённый фонд недр
ООО “ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь”
На комиссию представлены материалы по 48 объектам 23 месторождений: прирост запасов по категориям ВС1 – 25.2 млн.т, по категории С2 – списание 24.9 млн.т. Принято по ВС1 – 28.4 и С2 – списание — 23.7 млн.т. Открыто три месторождения (Танеевское, Кумалиягунское, Малошушминское) и две залежи в пластах БВ6 и ЮВ11 Нивагальского месторождения.
Основные замечания и рекомендации комиссии:
- По Грибному месторождению пласт ЮС1, ТПП “Когалымнефтегаз” совместно с НАЦ РН ХМАО необходимо учитывать геологическую модель залежи.
- По Южно-Конитлорскому месторождению ТПП “Когалымнефтегаз” одобрить новую геологическую модель пласта Ю3-4, базирующуюся на данных 3D и пробуренных скважин. Впервые в практике ТКЗ при категоризации запасов по С1 наиболее полно были использованы детальные сейсмические исследования 3D в комплексе с глубоким бурением.
- По Урьевскому месторождению из пласта АВ13 были отобраны глубинные пробы нефти и керн. На заседание ТКЗ за I полугодие 2000 г. ТПП “Лангепаснефтегаз” необходимо представить результаты лабораторных исследований. Аналогичное замечание по пласту ЮВ11 Нивагальского месторождения (ТПП “Покачёвнефтегаз”).
- Малошушминскую залежь считать как открытие нового месторождения ( ТПП “Урайнефтегаз” ).
- В пластах БВ00, БВ01 и БВ02 Покачёвского месторождения в течение 2000 г. необходимо пересмотреть величины Кп и КИН.
- Остальные рекомендации связаны с переводом запасов из низких категорий в более высокие как по графе “разведка”, так и по графе “перевод”.
ОАО “Сургутнефтегаз”
Представлено изменение запасов по 43 объектам 17 месторождений. Прирост запасов нефти по категориям составил : ВС1 – 26.3, по С2 – 34.0 млн.т. Запасы были утверждены комиссией в следующих объемах: по ВС1 – 26.4, а по С2 – 34.6 млн.т, то есть почти в авторском варианте. Перевод в категорию АВ составил почти 32.0 млн.т. Открыто три месторождения (Санинское и Третьяковское в РФН, Северо-Тутлимское в НФН) и четыре новых нефтяных залежи (пласты — БС4Ульяновского, Ач3 Конитлорского, ЮС21 Савуйского и ЮС0к Восточно-Тромъеганского месторождений).
Основные решения ТКЗ ХМАО:
- Необходимо выполнить анализ разработки и пересмотреть величину КИН по пласту АС11Вонтлорской площади Алёхинского месторождения.
- По Русскинскому месторождению уточнить геологические модели по пластам БС111 и ЮС11 и в течение 2000 г. материалы представить на комиссию.
- По Конитлорскому месторождению представить в ГеоСибНАЦ на экспертизу фактические материалы (ГИС, испытания, керн и др.) по ачимовским отложениям в течение двух месяцев после ТКЗ.
- Залежь в районе скв. 3280, числившуюся в пределах Маслиховского месторождения, считать отдельным месторождением как открытие прошлых лет.
- В пределах Айпимского лицензионного участка (ЛУ) выделить три самостоятельных месторождения: Айпимское, Северо-Айпимское и Западно-Чигоринское.
- Разделить Северо-Камынское месторождение на два: Западно-Айпимское в пределах Западно-Айпимского ЛУ и Западно-Камынское в пределах Западно-Камынского ЛУ.
- Остальные решения связаны с переводом запасов из категории С2 в более высокие.
ЗАО “Корпорация Югранефть”
Представлено изменение запасов по пласту БВ12 Малочерногорского месторождения: по результатам пересчёта был принят прирост запасов категории С1 - 18 тыс.т, по категории С2 - уменьшены запасы на 5 тыс.т за счёт перевода в С1.
ОАО “Юганскнефтегаз”
Представлены приросты запасов по 14 объектам 6 месторождений: по категории С1 – 26.4 млн.т, а по С2 - уменьшение на 14.2 млн.т. После рассмотрения материалов комиссией были утверждены изменения запасов в следующих объемах: по С1 – 24.5, по С2 - списание 11.5 млн.т; перевод в категории АВ составил 55.7 млн.т. Открыто две залежи — в пласте АС11 Северо-Салымского и в пласте ЮС1 Фаинского месторождений (РФН). В ГКЗ РФ были утверждены пересчёты запасов УВ по Мамонтовскому и Восточно-Правдинскому месторождениям. Необходимо отметить, что по Мамонтовскому был утверждён прирост категории С1 в сравнении с предыдущим подсчётом запасов на 14.8 млн.т — это один из немногих случаев за последние пять лет, когда на месторождении увеличились запасы .
Основные решения ТКЗ ХМАО:
- По пластам АС10, АС11, и БС41 Салымского месторождения (Лемпинский участок) произведены полные пересчёты запасов по южной залежи. Учитывая текущее состояние разработки залежи, комиссия рекомендует ОАО ЮНГ обратиться с письмом в МПР РФ и ГКЗ РФ по вопросу пересмотра величины КИН по пластам АС10 и АС111.
- По Северо-Каркатеевскому месторождению впервые в Среднеобской НГО проведены сейсмические исследования по шуму долота в процессе бурения. Полученные данные могут быть использованы для предварительного обоснования КИН при моделировании залежей.
- По остальным залежам и пластам осуществлены переводы запасов из низких в более высокие категории.
АНК “Башнефть”
По Коттынскому месторождению представлены прирост (перевод) запасов по категории С1 - 2818 тыс.т и уменьшение по категории С2 на 11016 тыс.т. По Кирскому месторождению – уменьшение запасов по категории С1 – на 11 тыс.т.
Изменение в запасах произошло по следующим причинам:
- Пробурены 2 разведочные и 12 эксплуатационных скважин в пределах Коттынского и 6 эксплуатационных скважин на Кирском месторождениях, что позволило скорректировать модели залежей.
- Произведено 570 определений пористости и 482 — проницаемости, в результате скорректированы величины пористости по пластам ЮВ11 и ЮВ13 (с 0.19 до 0.17) и нефтенасыщенности по пласту ЮВ13 (она увеличилась на 3-6 % абс.).
- Учитывая результаты ГИС по скв.147,148,160, в 2000г. рекомендуется произвести оценку запасов по возможно новому объекту – ЮВ12 Коттынского месторождения.
Принимая во внимание вышеизложенное, комиссия приняла изменения в запасах в авторском варианте.
ОАО НГК “Славнефть”
На рассмотрение ТКЗ было представлено 25 объектов по 13 месторождениям: прирост запасов по категории С1 –13.7 млн.т, по категории С2 – 1.8 млн.т. Принято на баланс, соответственно, 12.96 млн.т и списано 1.2 млн.т. Открыто пять новых залежей нефти: в пласте АВ7 Северо-Покурского, в пластах БВ6 и БВ8 Аганского (в пласте БВ8 две залежи), в пласте ЮВ11 Новопокурского месторождений. В ГКЗ РФ защищены запасы Покамасовского месторождения.
Рекомендации и замечания ТКЗ по ОАО НГК “Славнефть”:
- В связи с тем, что по Мегионскому месторождению текущие оперативные запасы в два раза превышают утвержденные ГКЗ, необходимо выполнить новый подсчет запасов.
- Из-за того, что Мыхпайское месторождение частично входит в состав ЛУ Мегионского месторождения, необходимо пересмотреть его границы с Южно-Локосовским и Кетовским ЛУ для упорядочения учета запасов и представить на лицензионную комиссию КПР ХМАО соответствующие предложения.
- Следует принять новую модель пласта Ю11 на Южно-Локосовском и Кетовском ЛУ, включающим Покамасовское, Южно-Покамасовское и Северо-Островное месторождения.
- Обратить внимание недропользователя на недостаточность объема информации по фактическому материалу, особенно по сейсмическим данным.
- По другим залежам выполнены переводы запасов из низших категорий в более высокие.
ОАО “Нижневартовскнефтегаз”
Представлены приросты запасов УВ по 16 объектам 5 месторождений по категориям ВС1 – 6.5 млн.т и С2 – 10.6 млн.т. Принято комиссией на баланс, соответственно, 6.5 и 10.2 млн.т. Открыта новая залежь в пласте Ю11 Самотлорского месторождения (район скв.25943).
ТКЗ после рассмотрения материалов постановила:
- Принять новые модели на Восточно-Ватинской и Мыхпайской залежах пласта ЮВ11 Самотлорского месторождения.
- Прирост запасов по категории С1 утвердить в авторском варианте.
ТНК “Нягань”
На рассмотрение ТКЗ представлен прирост запасов по категориям С1 – 1.9 млн.т, С2 – 0.3 млн.т по трем объектам двух месторождений, который и был утвержден в авторском варианте, по двум объектам представлен перевод запасов в высшие категории.
В базальном горизонте Ем-Еговской + Пальяновской площади открыта новая залежь.
ОАО “Тюменнефтегаз”
Представлен прирост запасов по новой залежи пласта АВ11+2 Орехово-Ермаковского месторождения по С1– 0.85 млн.т, по С2 – 15.2 млн.т. Приняты запасы в авторском варианте по категории С1, по С2 – комиссия воздержалась от приемки из-за недостаточной степени обоснованности модели залежей.
ОАО “Варьеганнефтегаз”
По четырем объектам двух месторождений представлен прирост запасов по категории С1– 2.7 и С2– 0.5 млн.т, утверждено комиссией по С1 – 1.7 и С2 – 1.5 млн.т.
Основные решения ТКЗ :
- Поисковой скв.14, расположенной около Бахиловского месторождения, были открыты две самостоятельные залежи в пластах ЮВ2 и ЮВ3. Комиссия согласилась с предложением компании назвать вышеуказанные залежи как отдельное месторождение – Митрофановское, названного в честь одного из ведущих геологов в области подсчета запасов и методики разведки в ПО “Мегионнефтегазгеология” – Митрофанова В.В.
- По пласту ЮВ82 Верхнеколикъеганского месторождения из-за отсутствия газоконденсатных исследований прирост запасов не принимать. В случае дальнейшего непроведения ГКИ на скважине КПР принять меры к возврату средств.
ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз”
Прирост запасов представлен по двум пластам Вэнгапуровского месторождения по категории С1 – 0.77 млн.т и С2 – 0.14 млн.т; принято по категории С1 – 0.72 и С2 – списано 0.43 млн.т.
ОАО “Инга”
По результатам расконсервации и проведения работ по интенсификации притока из коры выветривания доюрского комплекса (скв.435Р) на Восточно-Ингинской площади Красноленинского месторождения принят прирост запасов по категории С1 в количестве 35 тыс.т.
ОАО “Черногорнефть”
Изменения в запасах представлены по трем залежам трех месторождений (млн.м): по категории С1– прирост 3.45, по С2 – списано 0.87. Приняты на баланс запасы по категории С1 – 3.33 млн.т, по С2 – списано 0.98 млн.т. Открыт новый объект в трех залежах, а именно, – пласт БВ11 в пределах Тюменского месторождения.
ОАО “Соболь”
По пласту АВ13 Северо-Ореховского месторождения предложен прирост по категории С1– 0.28, по С2 – 0.66 млн.т. После рассмотрения материалов приняты запасы по категории С1 – 0.22, по С2– 0.66 млн.т.
ОАО “Томскнефть”
По трем объектам месторождений представлены запасы категории С1 – 0.82, по С2 – 0.2 млн.т, которые и были утверждены комиссией.
СП “Ваньеганнефть”
Прирост запасов по пласту БВ4 Ваньеганского месторождения принят по категориям ВС1 в количестве 1.5 млн.т, вместо предложенных 2.2 млн.т (одновременно эти запасы переведены в категорию В), по С2 – списать в объеме 0.185 млн.т.
По новой залежи (коре выветривания) запасы не приняты.
ОАО НК “ЮКОС”
Представлен отчет «Подсчет запасов и растворенного газа Западно-Малобалыкского месторождения».
По сравнению с балансом ВГФ по промышленным категориям (ВС1) извлекаемые запасы уменьшились на 3% за счет КИН, по С2 – на 74%.
Столь значительное изменение запасов по категории С2 произошло из-за уменьшения площадей нефтеносности по основным продуктивным пластам в результате бурения «новых» скважин (44Р, 35Р, 45Р, 31П и семь эксплуатационных). Так, по горизонту AС4 площадь по категории С2сократилась на 33.7%, по пласту БС2 – на 85.9%, по ачимовской пачке на 34%. В то же время остальные подсчетные параметры увеличились или остались на прежнем уровне.
К геологическим моделям залежей и выделению подсчетных объектов замечаний нет. Вместе с тем ТКЗ отметила :
- низкое качество испытаний ачимовской пачки, практически отсутствие работ по интенсификации притоков;
- отсутствие комплексной программы геологоразведочных работ по изучению нижнеюрских отложений.
ТКЗ постановила:
- ОАО НК “ЮКОС” до 31.12.2000 г. необходимо составить проект доразведки месторождения.
- До рассмотрения отчёта в ГКЗ РФ дополнить его схемами корреляции и подсчётными планами по пластам AС4 и ачимовской пачке Малобалыкского и Петелинского месторождений для “стыковки” их с Западно-Малобалыкским.
- Рекомендовать ГКЗ РФ :
- объединить основную и северную залежи в единую по пласту БС80, а в зоне сочленения выделить запасы по категории С2;
- по пласту Ач2 запасы залежи в районе скв.28Р перевести из категории С1 в С2;
- по пласту Ач3 запасы категории С1 в пределах ЛУ (на “стыке” с Малобалыкским месторождением) отнести к категории С2.
- В связи с невозможностью обоснования КИН на условиях СПР, т.к. его экономические параметры неизвестны, рекомендовать ГКЗ рассмотреть по пластам следующие величины технологических КИН: Ач1 - 0,1 , Ач2 – 0,2 , Ач3 – 0,3, Ач4 – 0,28, БС81 – 0,2 , БС80 – 0,3, БС2 – 0,32, АС41 – 0,23, АС42 – 0,3, АС43 – 0,2.
- После устранения технических неточностей отчёт представить к рассмотрению в ГКЗ РФ.
- В балансе за 1999 г. изменение запасов по месторождению провести в авторском варианте по графе “переоценка”.
Нераспределенный фонд недр
В нераспределенном фонде недр прирост представлен по 10 вновь открытым месторождениям (по 21 залежи) и по 3 старым (по 5 залежам, в том числе одна из них новая). Утверждены и поставлены на баланс по категории С1 – 13.3 и по С2 – 46.1 млн.т.
Комиссия постановила:
- Провести дополнительные исследования для обоснования КИН.
- Представленные величины изменений по запасам практически утверждены в авторском варианте, хотя по отдельным залежам были внесены коррективы по категорийности запасов и КИН.
Выводы комиссии:
- недостаточно полно обосновываются геологические модели залежей;
- в отдельных случаях недропользователи представляют неполный пакет фактического материала, что затрудняет работу экспертов;
- основные объемы по приросту запасов категории С1 (62% от общего прироста по ХМАО) имеют компании: ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, ОАО “Юганскнефтегаз” и ОАО “Сургутнефтегаз”, а по категории С2 - НФН (КПР ХМАО) и ОАО “Сургутнефтегаз”.