Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Туров В.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

Во втором полугодии 2000 года состоялось 10 заседаний межведомственной территориальной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа, на которых были рассмотрены проектные документы и авторские надзоры по 10 месторождениям, технико-экономическое обоснование соглашения о разделе продукции по Салымской группе месторождений, три методических руководства и обоснование уровней добычи нефти на 2001 год по 99 лицензионным участкам 25 недропользователей.

Проект пробной эксплуатации Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения ОАО «Магма» был принят в качестве «Технологической схемы опытно-промышленной разработки» сроком на 5 лет после предоставления недропользователем Дополнительной записки, в которой были учтены основные замечания, высказанные авторам работы при ее обсуждении.

Проекты пробной эксплуатации Максимкинского и Южно-Островного месторождений АО Нефтегазовой компании «Славнефть» были отправлены на доработку из-за нарушения «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» и в следствии серьезных замечаний, высказанных экспертами и процессе обсуждения работ на ТКР.

ТКР одобрила «Анализ разработки Кысомского месторождения ООО «Узуннефть» и рекомендовала дополнительное бурение одной разведочной скважины для изучения добывных возможностей юрских отложений и пласта БВ10 в неизученных зонах, а также проведение измерений гироскопом во всех вводимых из консервации скважин.

При утверждении «Анализа опытно-промышленной разработки Потанай-Картопьинского лицензионного участка «Хантымансийск-нефтегазгеологии» ТКР рекомендовала составить проект доразведки участка, для уточнения геологического строения пластов и границ залежей организовать гидропрослушивание и повысить процент выноса керна. Было признано необходимым выполнить в 2001 г. подсчет запасов нефти и в 2003 г. на базе трехмерной адресной модели составить технологическую схему разработки месторождения.

Рассмотрев «Авторский надзор за разработкой Тагринского и Западно-Варьеганского месторождений ООО «Белые ночи» ТКР отметила, что наметилась тенденция к улучшению состояния разработки этих месторождений, однако объем планируемых геолого-технологических мероприятий ещё недостаточен. Необходимо усилить работу с бездействующим фондом, ввести в разработку на Тагринском месторождении практически выведенный из эксплуатации высокопродуктивный пласт БВ9, продолжить формирование по объектам системы заводнения и проведение гидроразрывов пласта на низкопродуктивных объектах.

Проект пробной эксплуатации Узунского месторождения ООО «Узуннефть» был принят с уровнем добычи нефти на третий год разработки в 49 тыс.т.

При обсуждении «Проекта пробной эксплуатации залежи пласта ЮВ1 Западно-Полуденного месторождения ОАО «Томскнефть» отмечено, что этот объект разрабатывается в течение пяти лет без какого-либо проектного документа; в представленной работе не обобщены результаты исследования скважин и нет анализа состояния разработки залежи ЮВ1. Принято решение «Проект пробной эксплуатации залежи пласта ЮВ1 Западно-Полуденного месторождения принять в качестве дополнения к технологической схеме разработки месторождения на период 2001-2002 гг.; недропользователю уточнить запасы нефти пласта ЮВ1 и после их утверждения составить технологическую схему разработки месторождения в целом.

Рассмотрев «Технологическую схему разработки Восточно-Тарского месторождения» ОАО «Северноенефтегаз» ТКР отметила, что геологическая модель месторождения требует уточнения. Во избежание преждевременного обводнения в условиях монолитного пласта с обширной водонефтяной зоной эксплуатация скважин должна проводиться на минимальных депрессиях, в связи с чем проектный уровень добычи нефти был ограничен величиной 17.9 тыс.т.

При рассмотрении «ТЭО разработки Западно-Салымского, Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений на условиях СРП «Салым Петролеум Девелопмент НВ» ТКР отметила: в представленном виде ТЭО не может служить основой для переговоров об условиях соглашения о разделе продукции и требует существенной доработки.

Рассмотрев «Методическое руководство по оперативной оценке количества газа концевых ступеней сепарации» ОАО Сибниинп ТКР рекомендовала его к применению.

Одобрив разработанные ООО «Реагент» «Методическое руководство по оперативному определению газового фактора и дебита скважин в критическом режиме течения» и «Методическое руководство по оперативной оценке положения ГНК по результатам исследования состава и свойств продукции скважин» ТКР рекомендовала авторам после прохождения метрологии и сертификации средств измерения в установленном порядке утвердить рассмотренные «Методические руководства» в качестве отраслевых руководящих документов.

При рассмотрении уровней добычи нефти на 2001 г. по Нижневартовскому нефтегазодобывающему предприятию ТКР отметила, что несмотря на значительное сокращение бездействующего фонда в 2000 году уровень его использования недропользователем продолжает оставаться низким (61% в 1999 г. и 71% в 2000 г.), растет фонд законсер-вированных добывающих скважин, утилизация попутного газа составляет всего 16%. На Ершовом месторождении не выдержано проектное соотношение добывающих и нагнетательных скважин, проектные уровни добычи нефти выполняются при меньшем, чем запроектировано, фонде добывающих скважин, что ведет к выборочному отбору запасов нефти. На Колик-Еганском месторождении на 2001 г. не предусмотрено эксплуатационное бурение, хотя проектный фонд разбурен только на 39%. На Кошильском месторождении наблюдается отставание с формированием системы разработки. На Сороминском месторождении высокий процент бездействующего фонда скважин и отмечается выборочная отработка запасов. На Западно-Сорминской площади недропользователь грубо нарушил проектные решения, пробурив 4 наклонно-направленные скважины вместо 6 горизонтальных. На Хохряковском месторождении наблюдается массовый вывод скважин в консервацию, нарушен проектный баланс «отбор-закачка», значительно превышен уровень отбора нефти.

По ОАО «Аганнефтегазгелогия» в 2000 г. не были выполнены согласованные уровни добычи нефти из-за отставания по вводу скважин и отсутствия нефтепровода на Могутлорское месторождение.

На месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» ТКР рекомендовала увеличить объемы работ с добывающим фондом скважин с целью улучшения его использованияю

На Варынгском месторождении ОАО «Негуснефть» необходимо оценить по объекту БВ13 эффективность закачки и динамику пластового давления по каждому элементу площадной девятиточечной системы, а также оценить активность законтурной зоны по пласту ЮВ и определиться с дальнейшим режимом разработки.

При рассмотрении уровней добычи нефти в целом по ОАО «Лукойл-Западная Сибирь» ТКР отмечает значительное отставание от потребностей по пересчету запасов и составлению новых проектных документов, особенно по ТПП «Урайнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз». Недостаточно применяется зарезка вторых стволов и разветвленных стволов скважин, недостаточен объем применения химических и других методов повышения нефтеизвлечения. Недостаточно используются второстепенные объекты разработки.

По ОАО «Сургутнефтегаз» ТКР отметила, что в целом по предприятию наращивается объем бурения. Это позволяет вовлекать в активную разработку трудноизвлекаемые запасы. Ведется большая работа по подбору технологий нефтеизвлечения к конкретным геологическим условиям. Имеется отставание по срокам пересчета запасов и представлению новых проектных документов на разработку месторождений. Так, по Федоровскому месторождению фактические уровни добычи нефти на 38.6% превышают проектные.

ЗАО «Арчнефтегеология» не выдерживает плановые (проектные) сроки ввода Песчаного месторождения в разработку.

ЗАО «Турсунт» ведет большой объем работ по внедрению ГТМ (геолого-технологических мероприятий) на Хултурском месторождении.

ОАО «Мохтикнефть» фактически к активной разработке Мохтиковского месторождения не приступало. Ведется выборочная отработка отдельных участков месторождения отдельными скважинами.

ООО СП «Ваньеганнефть» при разработке Ван-Еганского месторождения не выдерживает проектные уровни добычи нефти, что связано с медленными темпами освоения залежи высоковязкой нефти в объекте ПК, содержащем 68% всех балансовых запасов месторождения.

ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология» при разработке Потанай-Картопьинского месторождения допускает значительные отклонения от проектных решений, в том числе в два раза меньше против согласованного ввод новых скважин; освоение системы ППД планируется в 2001 г. вместо 1998 г по проекту.

ЗАО Корпорация «Югранефть» при разработке Мало-Черногорского месторождения ведет выборочную отработку запасов нефти и не выполняет принятых на себя обязательств по ускоренному освоению южной части лицензионного участка. ТКР постановила вынести решение об объемах добычи нефти на 2001 г. по месторождению на рассмотрение лицензионной комиссии.

ООО СП «Черногорское» при разработке Черногорского месторождения допустило ряд грубых нарушений проекта: не выполнены решения по объему бурения, формированию системы разработки, уровням добычи нефти. Нарушены условия лицензионного соглашения по срокам переутверждения запасов и составлению уточненного проектного документа.

ТКР отмечает, что ЗАО «Ариголнефтегеология» при разработке Аригольского месторождения допускает значительные отклонения от проектных решений. Литологически и тектонически экранированная залежь нефти разрабатывается на естественном режиме без ППД, что может привести к разгазированию залежи и потере нефтеотдачи. ТКР рекомендовала ограничить отбор нефти пятью процентами от начальных извлекаемых запасов нефти.

ООО СП «Ватойл» при разработке Ватьеганского и Кочевского месторождений отступает от проектных решений по формированию системы ППД и не применяет предусмотренные проектом современные методы первичного и вторичного вскрытия в процессе бурения скважин.

ОАО ТНК «Нягань» при освоении сложно-построенных залежей нефти на Ем-Еговской и Каменной площадях в недостаточной мере проводит работы по освоению новейших методов разработки. ТКР рекомендовала недропользователю рассмотреть возможность применения гидротермовоздействия, а также испытать технологии с бурение горизонтальных скважин, с зарезкой вторых стволов и т.д.

При рассмотрении состояния разработки и обоснования уровней добычи нефти на 2001 г. по Когалымскому месторождению (недропользователь АЗОТ «Лукойл-АИК») ТКР отметила, что на месторождении не применяются предусмотренные проектом физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, не выполняются проектные объемы бурения. Вызывает опасение значительное снижение (на 80-100 атм) пластового давления на отдельных участках месторождения. Недропользователю рекомендовано составить программу работ для устранения отмеченных недостатков.

В декабре 2000 г. на Центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства энергетики Российской Федерации был заслушан отчет председателя Межведомственной территориальной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Ю.Е. Батурин о работе ТКР за период 1995-2000 г.г.

ЦКР отметила, что ТКР ХМАО провела большую работу по рассмотрению, утверждению проектных документов и по контролю за выполнением условий лицензионных соглашений. ЦКР одобрила работу ТКР ХМАО за период 1995-2000 гг. и рекомендовала направить основную свою деятельность на усиление контроля за состоянием разработки месторождений, обратив особое внимание на состояние эксплуатационного фонда скважин, за рациональным использованием недр, за обеспеченностью месторождений проектной документацией, за выполнением проектных решений и условий лицензионных соглашений, а также решений ЦКР и ТКР.