Анализ разработки месторождений ХМАО-Югры с позиции их стадийности

Добыча нефти в ХМАО в 2010 г. осуществлялась на 239 месторождениях. Еще около 80 месторождений с разбуренными и разведанными запасами категории С1 на дату анализа в разработку не введены. На тему анализа текущего состояния разработки месторождений ХМАО-Югры опубликовано достаточно много статей и публикаций [8, 9, 10], все они содержат достаточно материала позволяющего оценить текущее состояние и проблемы разработки. Авторы данной работы, хотели бы представить текущее состояние с позиции стадийности разработки месторождений.

Распределяя текущие извлекаемые запасы (ТИЗ) нефти категории С1 всех месторождений Югры по стадиям, можем увидеть, что на месторождения находящихся на первой стадии приходится 15,9 % запасов, на второй 24,5%, на третьей 20,7% и на четвертой больше всего 36,6%. По степени выработки месторождения первой стадии отобрали 19,5% утвержденных извлекаемых запасов, второй - 23,4%, третьей 53,4% и четвертой 73,7%.

Отдельно стоит отметить группу неразрабатываемых месторождений с подготовленными запасами промышленной категории С1, доля которых в общем объеме невелика и составляет 2,3%. Это подтверждает выводы, что не стоит делать ставки на ввод новых месторождений в разработку для удовлетворения растущих потребностей мировой экономики в нефти, а сосредоточится на рациональной разработке действующих месторождений, максимально используя потенциал новых технологий.

На группу месторождений находящихся на 3-й стадии, приходится 25% годовой добычи 2010 г. и хотя это не максимальный показатель, который принадлежит месторождениям 4-й стадии (35%), но представляющий наибольшую озабоченность, так как месторождения данной группы наиболее интенсивно снижаются в добыче на 10 - 20% в год. Если месторождения 1 -стадии, на которые приходится 15,9% ТИЗ и 18% годовой добычи не компенсируют снижение добычи месторождений 3-й стадии, то годовая добыча нефти в ХМАО продолжит свое дальнейшее снижение начавшиеся в 2008 году [4]. Этот сценарий, также наиболее вероятен потому, что 24,5% ТИЗ и 22% годовой добычи 2010 г. приходится на месторождения 2-й стадии, которые уже на подходе к вступлению в третью, так как практика разработки месторождений ХМАО показывает, что длительность 2-й стадии обычно составляет не более 23 лет, после чего начинается интенсивное снижение добычи. Таким образом, дальнейшее снижение годовой добычи нефти по месторождениям ХМАО с позиции стадийности разработки, неизбежно, вопрос заключается только в том, каким оно будет.

Переходя к месторождениям находящимся на 4-й стадии разработки, видим, что на данную группу приходится наибольшее количество остаточных запасов и при этом они выработаны только на 73,7%.

Необходимо напомнить, что четвертая стадия разработки реализуется в условиях высокой обводненности продукции (>80%) и низком уровне темпов добычи нефти (<2% от НИЗ) [5, 6]. С позиции разработки данная стадия является наиболее трудным и продолжительным периодом, в течение которого, особенно остро проявляются ошибки запроектированных систем разработки, а также происходит естественное старение и износ скважин и нефтепромысловых сооружений. Но на этом проблемы 75 месторождений Югры находящихся на поздней стадии разработки не заканчиваются. Серьезной головной болью недрапользовате-лей является доизвлечение остаточных утвержденных запасов, которые без массированного внедрения геологотехнических мероприятий (ГТМ), т.е. значительных финансовых вложений, так и останутся в недрах ХМАО.

Для оценки достижения запроектированной нефтеотдачи месторождений четвертой стадии разработки, были использованы характеристики вытеснения, которые успешно зарекомендовали себя в нефтяной промышленности как экстраполяционные промыслово-статистические методы. Также эти методы широко используются в процессе геолого-промыслового анализа и рекомендованы отраслевыми руководящими документами (РД) в силу их оперативности и простоты.

Проведенная оценка показала, что по месторождениям четвертой стадии, объем запасов вовлеченных в разработку при существующих системах разработки и реализуемых технологиях составляет - 76%, а остальные 24% остаточных запасов промышленной категории С1 не вовлечены в разработку, и это по месторождениям где проектный фонд скважин практически полностью реализован. Также необходимо отметить, что более половины (53%) не дренируемых запасов 75 месторождений, приходится всего на пять из них - это уникальные и крупные месторождения Талин-ская площадь Красноленинского, Федоровское, Ватинское, Южно-Сургутское и Мамонтовское.

Необходимо отметить, что запасы нефти месторождений 4-й стадии разработки, как дренируемые так и в особенности не дренируемые, являются не просто трудноизвлекаемые, а «супертрудноизвлекаемые» [7]. Их добыча осложнена предшествующими технологическими процессами, а сами они представляют собой: невырабо-танные запасы из-за низкой вытесняющей способности закачиваемого рабочего агента или в результате снижения подвижности нефти; остаточные запасы в зонах не затронутые процессом заводнения; запасы в межскважинных участках разрабатываемого объекта, не вовлеченные в процесс фильтрации вследствие недостаточной плотности и неравномерности сетки скважин; запасы периферийных неразбуренных частей водонефтяных зон объекта с небольшой нефтенасыщенной толщиной; запасы пропластков с пониженной проницаемостью, отставание выработки которых обусловлено разноскоростной фильтрацией и опережающим обводнением наиболее высокопроницаемых слоев; запасы низкопроницаемых кровельных и подошвенных частей разрабатываемого объекта; остаточные запасы, обусловленные другими геологическими и технологическими причинами.

Для вовлечения в разработку перечисленных выше недренируемых запасов, а также увеличения охвата залежей процессами вытеснения и повышения эффективности этих процессов, недропользователи должны сосредоточить свое внимание на таких мероприятиях как, бурение дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, изоляция промытых интервалов, бурение скважин сложной архитектуры, применение специальных технологий ГРП с учетом геологических условий, применение гидродинамических, физико-химических, физических, водогазовых, газовых и термогазовых методов увеличения нефтеотдачи, разукрупнение существующих объектов разработки, организацию отдельной системы воздействия по более плотной сетке скважин для трудноизвлекаемых запасов, а также продолжение поиска и разработки принципиально новых технологий применительно к конкретной структуре остаточных запасов.

Стоит также понимать, что применение недраполь-зователями широкомасштабных мероприятий для увеличения нефтеотдачи, невозможно без государственной поддержки в виде налоговых послаблений на нефть, добыча которой требует значительных финансовых и материальных затрат. Например, в статье [8] предлагается ввести обнуление НДПИ на нефть, добываемую из скважин, работающих с дебитом по нефти менее 5 тонн в сутки или обводненностью более 95%. Ответственность за сложившиеся положение дел, лежит не только на плечах недрапользователей, но государство как собственник недр, должно оперативно отслеживать текущую ситуацию и реагировать, например, путем стимулирования за рациональное использование запасов или применения экономических санкций за грубые нарушения проектных решений.

Выводы:

• 1.    Снижение годовой добычи в ХМАО начавшееся в 2008 г., будет продолжаться и далее, потому как в настоящее время 25% годовой добычи нефти 2010 г. и 20,7% остаточных запасов промышленной категории С1 сосредоточены на месторождениях находящихся в фазе интенсивного снижения добычи, и также на подходе к вступлению в третью стадию 17 месторождений, на которые приходится 24,5% ТИЗ и 22% годовой добычи.

• 2.    Наибольшее количество утвержденных остаточных извлекаемых запасов нефти С1 (36,6%) сосредоточено на месторождениях находящихся на четвертой (завершающей) стадии разработки и при этом они выработаны только на 73,7%.

• 3.    Оценка показала, что порядка 24% утвержденных извлекаемых запасов месторождений 4-й стадии разработки не охвачены процессами дренирования и это по месторождениям, где проектный фонд скважин практически полностью реализован.

• 4.    Для исправления сложившейся ситуации, необходимо начать широкомасштабное применение мероприя-

• тий по увеличению нефтеотдачи на месторождениях 4-й стадии разработки, что требует значительных финансовых и материальных затрат, но оценивается недрапользо-вателями экономически неэффективным при сложившимся налогообложении.

• 5.    Необходимо упорядочить налоговые отчисления на добычу нефти в первую очередь для месторождений находящихся на 4-й стадии разработки, с целью стимулирования недрапользователей внедряющих современные методы увеличения нефтеотдачи пластов, что позволит не только сократить снижающиеся темпы добычи, но и даже повысить последние, и как следствие увеличить нефтеотдачу, сократить сроки разработки и тем самым препятствовать снижению годовой добычи в ХМАО.