Г.С. ЗАЙЦЕВ,
К.Т.Н.,
МПР РФ,
И.П. ТОЛСТОЛЫТКИН,
к.г.-м.н. член-кор. РАЕН,
Н.В. МУХАРЛЯМОВА, С.Е. СУТОРМИН,
НАЦ РН им. В.И. Шпильмана
Рис. 1. Динамика добычи нефти и эксплуатационного бурения
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
В2002 году из недр месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа добыто 209,9 млн. т нефти, что составляет около 55% российских объемов. В округе продолжается стабильный рост добычи нефти, начавшийся в 1999 году (рис. 1). С 1998 года добыча нефти выросла на 44 млн. т. Объемы 2001 года превышены на 16 млн. т.
Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов промышленных категорий АВС1 составил 48%, т.е. фактически половину запасов. Разбуренные запасы выработаны на 75%. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) — 0,167. Обводненность продукции в целом по округу — 84,0%, на 0,4% меньше, чем в 2001 году.
На рис. 2 показан рост добычи
нефти в 2002 г. по сравнению с 2001 г. по всем недропользователям. 45-миллионный уровень превысили НК «Сургутнефтегаз» — 49,1 млн. т, НК «ЮКОС» — 48,7 млн. т и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — 45,7 млн. т.
Сырьевая база
В 2002 году существенно снизился по сравнению с прошлым годом ввод в разработку новых запасов и месторождений: введено всего 7 новых месторождений с запасами 19 млн. т при 11 месторождениях с запасами 95 млн. т в 2001 году.
На рис. 3 показана структура запасов нефти округа на 1.01.2003 г. 39% нефти добыто с начала разработки месторождений («вчерашняя нефть»), 14% составляют запасы категории АВ, из
которых производится добыча сегодня («сегодняшняя нефть»), 30% — неразбуренные запасы промышленной категории С1, из которых будет производиться добыча нефти завтра после их эксплуатационного разбуривания («завтрашняя нефть»), и 17% составляют предварительно оцененные запасы категории С2, из которых добыча будет осуществляться послезавтра, когда они будут разведаны и разбурены эксплуатационным бурением («послезавтрашняя нефть»). Следует отметить все возрастающую роль запасов юрских отложений в нефтедобыче округа. Так, в добытой нефти («вчерашней нефти») доля нефти юрских отложений составила 10%, в запасах категории АВ («сегодняшняя нефть») — уже 17% юрской нефти, в запасах катего-
опыт ^
рии С1 («завтрашняя нефть») — более 50%, а в запасах категории С2 — более 60%. Возрастающая доля добычи нефти из «трудноиз-влекаемых» запасов объясняется двумя факторами: выработкой высокопродуктивных меловых объектов и широким внедрением новых прогрессивных технологий интенсификации притоков, в первую очередь — ГРП.
Разработка месторождений, представленных юрскими отложениями, потребует и уже сейчас требует нетрадиционного подхода из-за их специфики. Нередко при формировании этих месторождений определяющую роль играли русловые отложения, морские прибрежные течения и т.п., что делает необходимым уделять больше внимания вопросам геологии, условиям осадконакопления и формированию нефтяных залежей. Как никогда возрастает при этом роль сейсморазведки, особенно в модификации 3Д, а также промысловой сейсморазведки, методика проведения которой была разработана и успешно применена работниками «Тюменьнефтегео-физики» и Главтюменнефтегаза при разбуривании месторождений Шаимского района. При проектировании разработки юрских отложений многие недропользователи предусматривают двухстадийное разбуривание разряженной сеткой скважин с последующим ее сгущением на нужных участках с обязательным применением ГРП, причем в большинстве случаев применение ГРП планируется на стадии выхода скважины из бурения . Успешно приступили к освоению юрских запасов НК «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Арчнефтегеология».
Обеспеченность добычи нефти по территории ХМАО при годовом уровне 210 — 230 млн. т разбуренными запасами составляет, по нашим оценкам, 10 — 11 лет, запасами категории С1 по мере их раз-буривания еще 14 — 16 лет, т.е. суммарная обеспеченность добычи нефти по округу запасами промышленных категорий не превышает 24 — 27 лет.
Известно, что запасы нефти неравнозначны. Мы считаем, что показателем качества запасов может быть КИН. При его обосновании принимаются во внимание: особенности геологического строения, продуктивность пластов, глубина их залегания, плотность за-
Рис. 2.
Годовая добыча нефти
по недропользователям
Рис. 3.
Структура запасов нефти Ханты-Мансийского автономного округа на 1.01.2003 г.
Рис. 4.
Характеристика промышленных запасов нефти по недропользователям округа
Рис. 5.
Выполнение в 2002 г. проектных решений по плотности сетки скважин недропользователями округа
Рис. 6. Использование эксплуатационного фонда скважин
пасов, вертикальная и латеральная неоднородность, свойства флюидов, удаленность от объектов инфраструктуры, осложнения при бурении, вопросы экономики, экологии, техники добычи нефти, технологии разработки. В последнее время обоснование КИН производится на базе трехмерных адресных геологических и гидродинамических моделей. Обоснование КИН проходит государственную экспертизу, рассмотрение и утверждение Государственной комиссией по запасам. На рис. 4 приводится характеристика начальных и текущих запасов промышленных категорий по недропользователям округа на основе значений КИН. Начальный КИН изменяется от 0,248 (НК «Сибнефть») до 0,418 (ТНК), что определяет различие в качестве запасов.
Эффективность эксплуатационного бурения, которую определим как прирост добычи на метр проходки, в значительной мере ( в 5 раз и более ) различается как по недропользователям, так и по лицензионным участкам из-за различий в качестве запасов. В то же время установленный налог на добычу полезных ископаемых единый и не учитывает качества запасов, что создает неоправданное неравенство недропользователей при добыче нефти. Необходимо выправлять создавшееся положение путем дифференциации налога на добычу в зависимости от качества запасов и их вырабо-танности. В качестве показателя такой дифференциации может быть использован КИН текущих запасов, который представляет собой отношение текущих извлекаемых запасов к текущим геоло-
гическим запасам, т.е. такой коэффициент определяет как качество запасов, так и степень их вырабо-танности. Из рис. 4 видно, что КИН текущих запасов изменяется по недропользователям округа от 0,163 (НК «Сургутнефтегаз») и 0,171 (НК «Сибнефть») до 0,287 (НК «СИДАНКО») при 0,219 в целом по ХМАО.
Эксплуатационное разбури-вание месторождений
Разбуренность текущих запасов промышленных категорий АВС1 в целом по округу составляет 64%. Динамика эксплуатационного бурения (рис. 1) свидетельствует о его росте в период 1999-2001 гг. и падении объемов в 2002 году, что является тревожным симптомом, так как в 2002 году каждая третья тонна нефти добывалась из скважин, пробуренных за последние 6 лет. На протяжении 1997-2000 гг. прирост разбуренных запасов АВ не покрывал годовую добычу нефти, несмотря на рост объемов бурения в 1999-2000 гг. И только в 2001 году, когда объемы бурения превысили 6,5 млн. м проходки, прирост запасов АВ перекрыл годовую добычу нефти, несмотря на ее рост. В 2002 году при снижении объемов эксплуатационного бурения на 1074 тыс. м. (17%) прирост разбуренных запасов опять не восполнил годовой отбор нефти, что приводит к систематическому «проеданию» разбуренных запасов. Последствия снижения объемов бурения на 1074 тыс. м сводятся к тому, что разбуренные запасы не пополнятся 28 — 30 млн. т нефти, будет потеряно 2,5 — 3 млн. т годовой добычи, действующий фонд скважин не пополнится 459 скважинами с низкой обводненно-
стью и повышенным по сравнению со средним по округу дебитом нефти. В результате произойдет снижение коэффициента использования скважин, среднего дебита нефти и некоторый рост обводненности продукции.
Прошлогодний уровень превысили три компании: НК «ЮКОС» на 41%, НК «Сургутнефтегаз» на 14% и НК «Сибнефть» на 4%. В целом по округу в 2002 году проектный объем проходки недовыполнен на 43%. НК «Сургутнефтегаз» выполнила этот проектный показатель, пробурив в 2002 г. 2584 тыс. м. ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», НК «СИДАНКО», НК «Славнефть» и ТНК при снижении объемов 2001 года существенно недовыполнили свои проектные показатели, а ТНК практически прекратила эксплуатационное бурение на территории округа.
Анализ показал, что для разбу-ривания запасов категории С1 НК «Сургутнефтегаз» при темпах бурения 2002 г. потребуется 8 — 9 лет, ОАО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — 45-48 лет, а НК «ЮКОС» 55-60 лет. Нужно ли мириться государству со столь длительной консервацией разведанных запасов? Из вышеизложенного следует, что темпы эксплуатационного разбуривания месторождений с 1997 года за исключением 2001 года недостаточны, отстают от потребностей стабильного роста нефтедобычи и не покрывали уровней добычи приростом разбуренных запасов.
Технология разработки месторождений и выполнение проектных решений
Соблюдение запроектированных систем разработки.
На рис. 5 демонстрируются фактически используемые недропользователями плотности сеток эксплуатационных скважин и их разряженность по сравнению с проектными. В среднем по округу фактическая эксплуатационная сетка скважин реже проектной в 1,8 раза, хотя достижение конечной нефтеотдачи предусматривалось при соблюдении проектной сетки. Наименьшие отклонения от проектной сетки у НК «Сургутнефтегаз» — в 1,3 раза, у НК «Роснефть» — в 1,4 раза, у НК «ЛУКОЙЛ» и «Славнефть» — в 1,6 раза. Более чем в 2 раза деформирована плотность сетки у ТНК, НК «ЮКОС», совместных предпри-
опыт Ж
Рис. 7. Динамика обводненности продукции и дебита скважин по нефти за период 1982-2002 гг.
ятий и НК «СИДАНКО». Максимальные нарушения в 3,6 раза у НК «Сибнефть». Деформация плотности сетки эксплуатационных скважин является серьезным нарушением запроектированной системы разработки и ведет к снижению нефтеотдачи.
Весьма важное значение при разработке нефтяных месторождений имеет использование эксплуатационного фонда скважин. На рис. 6 приведена динамика ввода в разработку новых добывающих скважин. После спада количества вводимых скважин в
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.