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:

1. По Грибному месторождению пласт ЮС₁, ТПП “Когалымнефтегаз” совместно с НАЦ РН ХМАО необходимо учитывать геологическую модель залежи.
2. По Южно-Конитлорскому месторождению ТПП “Когалымнефтегаз” одобрить новую геологическую модель пласта Ю_3-4, 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.
3. 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”).
4. Малошушминскую залежь считать как открытие нового месторождения ( ТПП “Урайнефтегаз” ).
5. В пластах БВ₀⁰, БВ₀¹ и БВ₀² Покачёвского месторождения в течение 2000 г. необходимо пересмотреть величины Кп и КИН.
6. 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 ЮС₀^к Восточно-Тромъеганского месторождений).

Основные решения ТКЗ ХМАО:

1. Необходимо выполнить анализ разработки и пересмотреть величину КИН по пласту АС₁¹Вонтлорской площади Алёхинского месторождения.
2. По Русскинскому месторождению уточнить геологические модели по пластам БС₁₁¹ и ЮС11 и в течение 2000 г. материалы представить на комиссию.
3. По Конитлорскому месторождению представить в ГеоСибНАЦ на экспертизу фактические материалы (ГИС, испытания, керн и др.) по ачимовским отложениям в течение двух месяцев после ТКЗ.
4. Залежь в районе скв. 3280, числившуюся в пределах Маслиховского месторождения, считать отдельным месторождением как открытие прошлых лет.
5. В пределах Айпимского лицензионного участка (ЛУ) выделить три самостоятельных месторождения: Айпимское, Северо-Айпимское и Западно-Чигоринское.
6. Разделить Северо-Камынское месторождение на два: Западно-Айпимское в пределах Западно-Айпимского ЛУ и Западно-Камынское в пределах Западно-Камынского ЛУ.
7. 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:

1. 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.
2. 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.
3. 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:

1. Пробурены 2 разведочные и 12 эксплуатационных скважин в пределах Коттынского и 6 эксплуатационных скважин на Кирском месторождениях, что позволило скорректировать модели залежей.
2. 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.).
3. 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”:

1. В связи с тем, что по Мегионскому месторождению текущие оперативные запасы в два раза превышают утвержденные ГКЗ, необходимо выполнить новый подсчет запасов.
2. 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.
3. Следует принять новую модель пласта Ю11 на Южно-Локосовском и Кетовском ЛУ, включающим Покамасовское, Южно-Покамасовское и Северо-Островное месторождения.
4. Обратить внимание недропользователя на недостаточность объема информации по фактическому материалу, особенно по сейсмическим данным.
5. 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:

1. Принять новые модели на Восточно-Ватинской и Мыхпайской залежах пласта ЮВ11 Самотлорского месторождения.
2. 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 :

1. 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.
2. 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:

1. ОАО НК “ЮКОС” до 31.12.2000 г. необходимо составить проект доразведки месторождения.
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. После устранения технических неточностей отчёт представить к рассмотрению в ГКЗ РФ.
6. 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:

1. Провести дополнительные исследования для обоснования КИН.
2. 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”.