Зайцев Г.С. (Департамент по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО)
Толстолыткин И.П., Туров В.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В первом полугодии 2001 года на заседаниях Территориальной комиссии по разработке (ТКР) было обсуждено 40 вопросов о разработке нефтяных месторождений ХМАО, заслушаны сообщения представителей 15 недропользователей округа об обосновании уровней добычи нефти по 73 лицензионным участкам, рассмотрены: 2 проекта разработки, 1 технологическая схема и 5 технологических схем опытно-промышленной разработки, 8 проектов пробной эксплуатации, 1 анализ разработки, 2 авторских надзора, 3 технико-экономических обоснования коэффициента нефтеизвлечения и 2 технических задания на составление проектной технологической документации.

14 апреля на заседании ТКР с участием представителей Правительства Ханты-Мансийского автономного округа и Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО подведены итоги обоснования уровней добычи нефти по нефтедобывающим предприятиям на территории округа.

В процессе рассмотрения уровней добычи нефти и газа по лицензионным участкам на 2001 год, на основании экспертных заключений оценена обоснованность представляемых уровней и даны конкретные рекомендации Ханты-Мансийской межведомственной комиссии по лицензированию недр и водных объектов.

Всего были рассмотрены материалы по 187 лицензионным участкам 39 недропользователей. В 163 случаях представляемые уровни добычи были согласованы, а в 22 случаях в согласовании было отказано.

Наиболее неблагополучное положение с реализацией проектов разработки сложилось в ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

В ОАО «Юганскнефтегаз» из 26 лицензионных участков на девяти добыча нефти ведется с отклонениями от согласованных уровней на 12-28%; три лицензионных участка разрабатываются без проектного документа, для семи нужен новый проектный документ, на семи лицензионных участках при наличии проектного фонда скважин бурение не ведется или идет очень медленными темпами; по трем требуется пересчет запасов нефти. При рассмотрении уровней добычи нефти на 2001 год ТКР воздержалась от согласования по семи лицензионным участкам. В итоге подготовлено «Представление» для органов, выдавших лицензии на право пользования недрами, с предложением принять соответствующие меры для улучшения состояния разработки месторождений.

На одном из крупнейших по остаточным запасам Приразломном месторождении числится 259 млн.т извлекаемых запасов по категории АВС₁ и 110 млн.т — по категории С₂. В промышленную разработку вовлечено на 1.01.2001 г. только 113 млн.т начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. Перевод запасов категории С₂ в промышленные не ведется. Темп разбуривания месторождения в 2,8 раза медленнее проектного. Годовой отбор нефти в 1,45 раза превышает проектный за счет массового внедрения ГРП, не предусмотренного проектным документом. Ведется выборочная отработка наиболее продуктивных участков залежей.

Проектный документ устарел. Кроме новейших, реально применяемых технологий, в проектном документе не предусмотрено вовлечение в разработку 23 млн.т запасов второстепенных пластов, требует пересмотра и динамика показателей разработки.

В ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» из 11 лицензионных участков по семи фактическая добыча нефти на 25-349% превышает проектный уровень, а по трем участкам ниже проектного уровня на 58-64%.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по всем лицензионным участкам на территории ХМАО свидетельствует о том, что удовлетворительное (с расхождением не более ± 10%) совпадение отмечается только по небольшому количеству лицензионных участков.

Причинами для отказа в согласовании уровней добычи нефти стали:

- разработка месторождения без проектного документа;

- разработка месторождения по рекомендованным технологиям со значительными отклонениями от проектных решений, которые могут привести к потерям нефтеотдачи;

- превышение согласованных уровней накопленных отборов по проектам пробной эксплуатации (выше 5% от начальных извлекаемых запасов);

- отклонение от согласованного уровня годового отбора более чем на 10%.

Отклонение фактических показателей по уровням добычи нефти от проектных возможно по различным причинам, в том числе:

- геологическим (существенное изменение величин извлекаемых запасов, продуктивности залежей нефти и т.п.);

- технологическим (применение не предусмотренных проектом новейших технологий или, наоборот, не использование предусмотренных проектом технологий, повышающих интенсификацию добычи нефти и т.п.);

- организационным (выход с бурением на участки залежей, не предусмотренные проектом, запаздывание или неправильное формирование системы воздействия и т.п.);

- экономическим (отклонение от проектного темпа разбуривания, задержка с вводом объектов обустройства, недостаток средств на проведение ремонтов скважин, экономическая нецелесообразность эксплуатации высокообводненных и низкодебитных скважин и т.п.).

Указанные причины приводят к отклонениям по уровням добычи нефти от проектных по темпам отбора, часть из них — к потерям запасов в недрах. При наличии последних требуется немедленное вмешательство для доведения реализуемой технологии разработки до соответствия с проектной.

В целях правильного учета баланса текущих запасов нефти и добывных возможностей всех месторождений разработка должна вестись на базе достоверных запасов в полном соответствии с проектными документами.

Для этого должен быть внесен ряд изменений в нормативные документы, что позволило бы в интересах государства четко контролировать весь процесс, связанный с разработкой месторождений углеводородов, начиная от подсчета запасов, составления проектных документов на разработку и обустройство месторождений и включая сам процесс выработки запасов углеводородов. Проектный документ на разработку месторождения должен четко выполняться, а для контроля за его реализацией со стороны недровладельца в лицензионное соглашение между ним и недропользователем должны быть внесены положения проектного документа, определяющие уровни добычи нефти и правильность ведения процесса разработки.

В процессе анализа представляемых недропользователями на согласование в ТКР ежегодных уровней добычи нефти по лицензионным участкам выявлен ряд существенных недостатков в процессе разработки месторождений углеводородов, в частности:

- разработка месторождений без проектного документа (после окончания сроков действия проектов пробной эксплуатации, технологических схем опытно-промышленной разработки и технологических схем разработки с ограниченным сроком действия);

- разработка месторождений по устаревшим проектным документам в результате существенных изменений по запасам, продуктивности, конфигурации залежей;

- разработка месторождений со значительными отклонениями от принятых технологических решений (по формированию проектной системы воздействия, проектной компенсации отборов закачкой, по соответствию реализуемых технологий проектным);

- разработка месторождений со значительными отклонениями в темпах разбуривания и обустройства месторождений, а также в реализации проектных решений по работе с фондом скважин.

Во избежание безвозвратных потерь нефти в недрах и текущих экономических убытков из-за недополучения проектных уровней добычи нефти разработка месторождений должна вестись в строгом соответствии с утвержденными проектными документами, отвечающими современным требованиям на разработку месторождений углеводородов и базирующимися на достоверных (реальных) запасах нефти.

Существующие нормативные документы на разработку месторождений не в полной мере соответствуют излагаемым требованиям.

ТКР рекомендовала органам, выдающим лицензии на право пользования недрами, включить в лицензионные соглашения в дополнение к принятым положениям по уровню добычи нефти следующие требования согласно проектному документу:

- ввод скважин в соответствии с «ковром» бурения;

- фонд работающих скважин;

- реализацию системы разработки;

- накопленную компенсацию;

- график пересмотра запасов, пересоставления проектных документов и уточнения показателей разработки.

ГУП ХМАО НАЦ РН, СибНИИНП, ТФ СургутНИПИнефть предложено разработать предложения по применению дифференцированного роялти в зависимости от состояния разработки месторождения и выполнения лицензионных соглашений и по внесению необходимых изменений в нормативные документы.

При рассмотрении проектов разработки Хултурского, Толумского лицензионных участков и технологической схемы разработки Егурьяхского лицензионного участка ТКР обратила особое внимание на то, что эти проектные документы были выполнены на базе адресных трехмерных геолого-технологических моделей.

Принципиальное значение имело рассмотрение технологической схемы разработки баженовских отложений Айпимского месторождения с использованием метода гидротермовоздействия, представленной Тюменским филиалом СургутНИПИнефть. Авторам удалось подобрать технологии для того, чтобы начать опытно-промышленную разработку запасов нефти баженовской свиты.

Гигантские геологические запасы нефти в отложениях баженовской свиты, объем которых на территории Западной Сибири в несколько раз превышает все открытые в Российской Федерации запасы легких нефтей, нахождение их значительной части на уже обустроенной территории и резко ухудшающаяся структура запасов обычных залежей делают проблему ввода в разработку отложений баженовской свиты весьма актуальной.

При подтверждении технико-технологических решений результатами эксплуатации баженовской свиты на Айпимском месторождении появляется возможность стабильно наращивать добычу нефти из баженовских отложений, компенсирующих падение ее добычи из обычных залежей легких нефтей.

При рассмотрении вопроса о состоянии извлекаемых запасов ТКР отметила, что числящиеся на балансе РФГФ извлекаемые запасы нефти по пластам АС₉, БС_2-3, БС₄ Западно-Сургутского и по пластам БС₁, БС_2-3 Быстринского месторождений значительно занижены и баланс запасов нефти по этим пластам требует корректировки.

В техническом задании (ТЗ) на составление проектной документации ТКР рекомендовала на «Технологическую схему опытно-промышленной разработки Западно-Могутлорского лицензионного участка» (ОАО «Аганнефтегазгеология») проведение в нефтяной зоне системного ГРП, т.е. одновременно провести ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах, а в ТЗ по Тагринскому месторождению (ООО «Белые ночи») выполнить «Проект разработки», а не «Дополнение к технологической схеме разработки». В технических заданиях рекомендовано:

- конкретизировать вопросы анализа состояния разработки месторождений;

- рассчитать варианты вывода из бездействия скважин с различными дебитами;

- разделить показатели разработки по ХМАО и ЯНАО;

- детализировать требования к программам геолого-технологических мероприятий, методов увеличения нефтеотдачи и исследовательских работ;

- рассмотреть вопросы реконструкции основных объектов обустройства.