Булавина О.В., Димухаметов Р.Х., Патер В.П., Семикозов Е.П.
Булавина О.В. (ОАО РИТЭК)

Известно, что структура вводимых в разработку запасов месторождений по России за последнее десятилетие значительно ухудшилась и усложнилась. Месторождения и лицензионные участки, выставляемые на конкурсы и аукционы в разных регионах РФ из нераспределённого фонда минерально-сырьевой базы часто значительно недоразведаны, имеют сложное геологическое строение, малоамплитудные ловушки небольших размеров с трудноизвлекаемыми запасами.

В этих условиях для недропользователя возрастает риск неэффективного капиталовложения в нефтедобычу, а при использовании традиционных схем освоения последних – особенно. Поэтому единственно возможным для использования становится инновационный подход освоения и ввода лицензионных участков в промышленную эксплуатацию, особенно на стадии формирования эффективной системы разработки как наиболее дорогостоящей составляющей.

Очевидно, что, сохраняя максимально возможное извлечение запасов нефти и выдерживая при этом рентабельность разработки для недропользователя в условиях недоразведанности запасов и недоизученности геологического строения, трудно ожидать хорошей сходимости запроектированных и фактических технологических показателей разработки, а следовательно, строгого выполнения лицензионных соглашений по уровням добычи нефти и объемам бурения.

Компания ОАО «РИТЭК» руководствуется в своей деятельности инновационными подходами при решении основных задач, возникающих в период освоения месторождений и эксплуатации скважин. Только такой принцип использования всех передовых технологий, технических средств и принципов разработки дает возможность ввести лицензионные месторождения ОАО «РИТЭК» в промышленную разработку, поскольку в иных условиях их освоение является экономически нерентабельным.

Начальные геологические запасы нефти лицензионных месторождений ОАО «РИТЭК» по состоянию на 01.01.2001 г. в большей степени состоят из запасов категории С₂ от общих суммарных категорий С₁+С₂ по региону Западной Сибири и в меньшей степени из запасов категории С₂ по региону Республики Татарстан. Из-за этого значительные средства Компании идут на геологоразведочные работы, переинтерпретацию старого материала и обработку нового, на создание и развитие нефтедобывающей инфраструктуры, так как площади лицензионных месторождений располагаются в труднодоступных, необжитых районах. Кроме того, на практике ОАО «РИТЭК» пришлось столкнуться с недостоверными сведениями о геологическом строении, запасах и ресурсах месторождений, содержащимися в пакетах геологической информации, представляемых организаторами аукционов [5].

На примере освоения Восточно-Перевального лицензионного участка (месторождения) доказана эффективность применения инновационного подхода к разработке месторождения, показаны трудности, которые пришлось преодолеть недропользователю при выполнении своих обязательств перед контролирующими органами, предложены взаимовыгодные пути их разрешения.

ОАО «РИТЭК» получена лицензия на добычу нефти на Восточно-Перевальном месторождении в 1994 году. Комитетом природных ресурсов по ХМАО запасы нефти Восточно-Перевального месторождения были отнесены к трудноизвлекаемым из-за сложного геологического строения, удаленности инфраструктуры и нахождения в сложных горно-геологических условиях [2].

Для разработки этого месторождения создано НГДУ «РИТЭКнефть» с базовым размещением в г.Когалым (300 км к югу от продуктивной площади участка). В 1995 году СибНИИНП (г.Тюмень) на геологической основе конкурсного информационного пакета составлен проект пробной эксплуатации, который принят на ЦКР Минтопэнерго сроком на три года. Согласно последнему промышленные геологические запасы нефти месторождения приурочены к продуктивному горизонту с общим коэффициентом нефтеизвлечения 0.274, по категории С1 оценены 46% запасов. Запроектированная система разработки включала бурение скважин в пределах 4-метровой нефтенасыщенной толщины по квадратной сетке с начальной плотностью 60 га на скважину (сетка 775*775 м) с уплотнением до 30 га в местах повышенных нефтенасыщенных толщин с нагнетательной скважиной в центре (1000-ныеномера скважин, см. рис.1) и распространялась только на западную часть месторождения.

Добыча нефти из разведочных скважин начата в 1995 г., постоянная эксплуатация месторождения – с апреля 1996 г., после ввода в действие построенного Компанией нефтепровода внешнего транспорта нефти (81 км) до Северо-Кочевского месторождения. Для производства буровых работ в качестве энергопитания использованы передвижные мобильные энергопоезда, позволившие избежать риск дорогостоящего строительства ЛЭП, работающие в основном на попутном газе (утилизация газа за шесть месяцев 2001 года составила 83%) и способные в любое время, в случае невостребованности, передислоцироваться в другой регион или на другое месторождение. В НГДУ организована служба замеров показателей работы скважин установками АСМА разработки ОАО «РИТЭК», повышающими точность замеров в северных условиях, служба промысловых и геофизических исследований, регулярно производятся замеры пластовых давлений и снятие КВД.

При составлении проекта пробной эксплуатации отмечалась низкая эффективность пробуренных разведочных скважин, редкая сетка и низкое качество сейсморазведочных работ; предполагалось сложное геологическое строение продуктивной части разреза. В связи с этим потребовалось одновременное ведение геологоразведочных работ (ГРР) в восточной части параллельно с эксплуатационным бурением в западной части участка. Поэтому в основу формирования системы разработки в западной части месторождения положен принцип, заключающийся в проектировании избирательной системы разработки, позволяющей двигаться от известного к неизвестному, вести разбуривание залежей, размещая скважины по квадратной сетке (как наиболее гибкой), предусматривающей возможность уплотнения при геологических показаниях, намечая скважины под нагнетание по принципу избирательности, добиваясь максимального охвата заводнением всех вскрываемых системой скважин продуктивных пластов.

С первого же года эксплуатации, а также в результате эксплуатационного и разведочного бурения кардинально изменилось представление о геологическом строении залежей нефти западной и восточной частей месторождения: сократилась площадь нефтеносности залежей, уменьшились толщины и ухудшились коллекторские свойства пласта, особенно в восточной части. Как следствие, Компания была вынуждена сократить темпы разбуривания месторождения, перейти к более плотной сетке скважин. При этом следует иметь в виду, что для любой Компании в современных экономических условиях важно, по возможности, исключить риск ведения неэффективногоэксплуатационного бурения. Сразу же после разбуривания первых скважин бурение ставилось в зависимость от результатов бурения предыдущих. Кроме того, с целью сокращения риска бурения непродуктивных скважин Компания провела большой объем ГРР. За 1996 – 2000 гг. дополнительно выполнены сейсморазведочные работы методом 2D объемом 325 пог.км с суммарной плотностью 1,27 км/км², полностью переинтерпретированы все сейсмические материалы с привлечением четырех научных коллективов, пробурено восемь разведочных скважин.

Рис.1 Схема сопоставления представлений о геологическом строении залежей нефти по площади Восточно-Перевального месторождения. Схема расположенных пробуренных и проектных скважин. По состоянию на 01.07.2001 г.

В результате проделанной работы по уточнению представлений о геологическом строении, выявлено, что:

• продуктивный пласт АС₉ представлен тремя пропластками АС_9-0, АС₉^1-2 и АС₉^1-3, в основном не совпадающими по площади нефтеносности;

• промышленно нефтеносным в пределах лицензионного участка является пласт АС₉^1-3;

• выделена обширная, толщиной до 6 метров, переходная зона;

• открыта газовая залежь в районе разведочной скв. 38-Р (рис.1);

• открыта и доказана промышленная нефтеносность нижезалегающего пласта БС₁ в районе разведочных скв. 63, 62, 61, 38-бис (рис.1);

• намечены к бурению ещё три разведочные скважины.

На основе полученных данных в 1999 году произведён пересчёт запасов нефти Восточно-Перевального месторождения. Показано, что по основному продуктивному пласту АС₉геологические запасы нефти уменьшились более чем в 3 раза (при накопленной добыче нефти из пласта на 01.01.2001 г. 608 тыс.т нефти), площадь нефтеносности по внешнему контуру (с учётом пласта БС₁) уменьшилась в 2.2 раза.

На рис.1 приведено изменение площади нефтеносности, полученное при пересчёте запасов, по сравнению с материалами информационного пакета. Там же нанесена предусмотренная проектом пробной эксплуатации система размещения добывающих и нагнетательных скважин в западной части Восточно-Перевального месторождения и реализованная система разработки с условными обозначениями скважин.

Двигаясь при разбуривании от центральной части структуры к периферии залежи и определившись с местоположением контуров нефтеносности, скв. 243, 286 и 241 после кратковременной эксплуатации на нефть и обводнения со II квартала 1998 г. переведены под закачку воды. Нагнетание воды в пласт ведется индивидуально в каждую скважину с применением высокоэффективных электронасосных агрегатов АНТ-150 и АНТ-90 разработки ОАО «РИТЭК». Применение последних позволило отказаться от строительства высоконапорных дорогостоящих водоводов, занимающих большую протяженность на территории любого месторождения, на более дешевые низконапорные, которые значительно повысили экологическую безопасность.

Таким образом, в западной части месторождения начала формироваться более эффективная, для фактически оказавшихся малых размеров залежи, приконтурная система воздействия. Кроме того, данные обработки результатов КВД скв.307, замеры пластового давления в наблюдательной скв.1002 показывают хорошее восстановление пластового давления в западной части структуры активными законтурными водами. Очевидно, что компенсация отбора жидкости из залежи идёт за счёт вторжения активных законтурных вод в западной части и приконтурной закачки воды. Однако анализ распределения абсолютных проницаемостей по площади при дальнейшей эксплуатации скважин свидетельствует о хороших фильтрационных параметрах периферийных зон залежи нефти пласта АС91-3 и ухудшении последних в направлении к центральной части структуры. Об этом свидетельствует тенденция продолжающегося снижения пластового давления в центральной части зоны отбора в период 1998-1999 гг. Поэтому в мае 2000 года после комплекса геофизических и промысловых исследований скв.303 (см.рис.1) дополнительно переведена под закачку воды в центральной части западного поднятия. Текущее пластовое давление в зоне отбора составило в 1998, 1999 и 2000 гг., соответственно, 17.5, 16.3, 16.5 МПа при начальном пластовом — 21.6 МПа. В настоящее время динамика пластового давления в зоне отбора свидетельствует о его стабилизации. На 01.05.2001 г. накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 61.7%.

Текущее состояние разработки Восточно-Перевального месторождения на 01.05.2001 г. по основным технологическим показателям разработки показано на рис.2. В настоящее время в активную разработку вовлечена залежь пласта АС₉^1-3 западной части месторождения, разбуривание которой завершено, при этом только одна из 35 пробуренных эксплуатационных скважин оказалась неэффективной.

На 01.05.2001 г. с начала разработки накопленная добыча нефти на месторождении составила 655.806 тыс.т нефти и 901.51 тыс.т жидкости в поверхностных условиях, выработка нефти от начальных геологических/извлекаемых запасов всего по месторождению категории С₁ – соответственно 6.2 и 26.4 %; от запасов западной части месторождения – соответственно 12,6 и 33 %. Текущая обводненность продукции скважин составляет 41.5 %. Динамика основных технологических показателей свидетельствует о том, что разработка западной залежи вошла в III стадию (рис.2).

Рис.2 Добыча нефти и жидкости, закачка воды. Фонды действующих добывающих и нагнетательных скважин. Восточно перевальное месторождение.

Постоянно проводимый оперативный анализ разработки с построением карт текущих и накопленных отборов, карт изобар, карт распределения физико-ёмкостных свойств продуктивного пласта, анализ показателей работы добывающих скважин показывают характерную особенность эксплуатации скважин западной залежи, заключающуюся в том, что основной отбор нефти и жидкости в этой части месторождения осуществляется практически из четырёх добывающих скважин (см. рис.3). Так, на 01.06.2001 г. по скв. 291, 1-Р, 45-Р и 307 накопленный практически безводный отбор нефти составил 61.4% от общей добычи. По промысловым данным за май 2001 г. 10% (перечисленные выше скважины) от действующего эксплуатационного фонда добывающих скважин работает со средним текущим дебитом нефти 63.2 т/сут, в то время как 90% фонда работает со средним текущим дебитом нефти 4.4 т/сут. На рис.3 видно, что высокодебитные скважины расположены во втором добывающем ряду от контура нефтеносности с южной стороны западной залежи.

Рис.3 Карта текущих отборов пласта АС₉

С целью достижения наиболее эффективной выработки запасов западной части Восточно-Перевального месторождения задачей регулирования на текущий момент является формирование стягивающего ряда по линии высокодебитных скважин для достижения максимально возможной продолжительной работы упомянутых скважин. В связи с этим в качестве совершенствования системы воздействия и контроля за продвижением водонефтяного контакта предложено:

• замкнуть с восточной стороны залежи приконтурную линию нагнетания переводом добывающих скв.224, 213, 202, 282 под закачку;

• после форсированного отбора и обводнения добывающих скважин первого ряда с северной стороны перенести фронт нагнетания путём организации закачки воды в скв. 318, 311, 312, 313;

• применить закачку в нагнетательные скважины реагента «полисил» разработки ОАО «РИТЭК» с целью увеличения приёмистости скважин в низкопродуктивной центральной и восточной частях западной залежи.

В практике разработки месторождений пример Восточно-Перевального месторождения – это внедрение принципа инновационности как в области систем разработки, так и обустройства, техники и технологии добычи, единственно возможного, грамотного подхода в условиях недоразведанности запасов, позволившего выдержать проверенный временем принцип рациональной разработки, имея в виду наиболее полный охват процессом вытеснения и нефтеизвлечения в сочетании с коммерческой выгодностью проекта для недропользователя. Только такой подход позволил адаптировать объем капиталовложений в освоение лицензионного участка к условиям недоразведанности его запасов.

В заключение хотелось бы отметить следующее. В протоколах ТКР ХМАО неоднократно отмечались: грамотное ведение эксплуатации месторождения, усилия компании по освоению северных территорий округа, инновационный подход специалистов к вопросам разработки и эксплуатации месторождения. Однако на ТКР и межведомственной комиссии ХМАО (МВК ХМАО) была подчёркнута недопустимость положения, когда с лета 2000 г. разработка Восточно-Перевального месторождения ведётся без проектного документа.

МВК ХМАО отмечалась существенная недоизученность геологического строения продуктивных пластов месторождения, плохое качество каротажа и т.д., недостаток материалов для нового пересчёта запасов.

Компанией в конце 1999 г. был подготовлен пересчёт запасов нефти и в начале 2000 г. вынесен на защиту ГКЗ. После прохождения работы на ТКЗ ХМАО запасы поставлены на государственный баланс. Подготовлена технологическая схема разработки.

Из вышеизложенного возникает ситуация, когда на недоразведанных месторождениях, оказывающихся неподготовленными для промышленной разработки, подсчёта запасов и проектирования технологических схем даже за период пробной эксплуатации по указанным причинам, справедливое требование ведения эксплуатации, согласно утвержденному проектному документу, оказывается практически невыполнимым, несмотря на все усилия недропользователя, вынужденного проводить доразведку месторождения. Соглашаясь с М.В. Даниленко [5], что определённая доля ответственности за качество информационной базы недропользования лежит на государственных органах и уполномоченных ими организациях, необходимо не допускать подобной ситуации в будущем. Если же подобная ситуация возникает, целесообразно:

• компаниям, ведущим ГРР, предоставлять дополнительные налоговые льготы;

• принимать проекты пробной эксплуатации для недоразведанных месторождений на более длительный срок;в лицензионные соглашения включать статью, предусматривающую гибкий подход к требованиям составления проектного документа, что должно повысить контроль и ответственность за геологическую информацию конкурсных участков со стороны организаторов конкурсов и аукционов;

• контролирующим органам не рассматривать в подобных случаях невыполнение запроектированных уровней добычи нефти и лицензионных соглашений как причину для постановки вопроса об изъятии лицензии на право пользования недрами;

• при положительной оценке производственной деятельности недропользователя со стороны контролирующего органа в освоении лицензионной площади поощрять эффективную и целевую работу недропользователя, которая в конечном итоге должна способствовать повышению объёмов добычи нефти, увеличению прибыли Компании и повышению налогоотчислений в бюджеты всех уровней.

Литература

1. Гутман И.С. Подсчёт запасов нефти и газа Восточно-Перевального месторождения. // РГУНГ им. И.М. Губкина. — М.- 2000.

1. Письмо Комитета природных ресурсов по ХМАО.-Исх.№1680 от 29.12.2000 г.

1. Протокол постоянно действующей комиссии по лицензированию ХМАО №84 от 25.09.96 г.

1. Протокол ЦКР Минтопэнерго РФ № 2159 от 25.06.97г.

1. Даниленко М.В. Информационное обеспечение лицензирования недропользования. // Нефть, газ и право. -1999.- №5(29). -С.18-23.