С советских времен для осуществления разработки месторождений осталось два постулата:
разработка и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений должна осуществляться в соответствии с проектным документом;
утверждается проектный документ после проведения экспертизы и обсуждения на заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
Центральная комиссия по разработке, отмечающая в этом году свое 45-летие, претерпела за эти годы значительные изменения: из Министерства нефтяной промышленности СССР (ЦКР МНП) она переместилась в Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра) Министерства природных ресурсов РФ (ЦКР Роснедра). В последние годы образованы и активно включились в работу Территориальные отделения ЦКР (в настоящее время пять отделений по России). Территориальным отделениям делегировано право не только рассматривать, но и принимать или отклонять проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. Произошедшие изменения, как и сохранение позиций ЦКР в области рассмотрения и утверждения проектных документов, стало возможным благодаря активным действиям работников ЦКР во главе с Н.Н. Лисовским. В основном, благодаря работе ЦКР, значительно изменились научные подходы к проектированию и сами проектные документы, более активно стали внедряться новые технологии, такие как гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин и др., при проектировании стали использоваться программные продукты по трехмерному геолого-гидродинамическому моделированию.
Распределение проектных документов для рассмотрения между ЦКР Роснедра и ТО ЦКР Роснедра не регламентируется. Для повышения уровня принятия решений интересным предложением могло бы быть рассмотрение уникальных и крупных месторождений, а также ряда других вопросов, связанных с проектированием и разработкой нефтяных месторождений, вначале на заседании ТО ЦКР (к региону которого относится рассматриваемое месторождение), а затем (окончательное решение) на ЦКР Роснедра. По таким вопросам возможно также проведение совместного заседания ЦКР и ТО ЦКР.
В статье 23 Закона «О недрах» определены основные требования по рациональному использованию недр, среди которых - «обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов». В статье 22 одной из обязанностей недропользователя является «соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых». Таким образом, проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений направлено на решение главной цели, поставленной государственными органами перед недропользователем: «достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов» (из п.1.4 «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»). В то же время недропользователи, среди которых много независимых компаний с привлечением частного капитала, при разработке нефтяных месторождений ставят целью своей деятельности (соответственно «Закона об акционерных обществах») получение максимальной прибыли. Совмещение этих двух, зачастую диаметрально противоположных целей должны реализовываться в утверждаемых проектных документах на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.
В настоящее время структура запасов углеводородного сырья по сравнению с 60 -80 - ми годами прошлого столетия кардинально изменилась и продолжает ухудшаться. В промышленную разработку все больше вводится запасов углеводородного сырья с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами, высокой расчлененностью, низкими нефтенасыщенными толщинами. Запасы углеводородов, расположенные в пластах с лучшими коллекторскими свойствами, в основном выработаны и характеризуются высоким обводнением.
Подход к проектированию таких объектов требует применения современных технологий, привлечения высокоспециализированных интеллектуальных ресурсов и наличия достоверной детальной геолого-промысловой основы для принятия технологических решений, а значит и выработки новых подходов и требований к проектной документации.
С одной стороны, технический прогресс позволил использовать при проектировании персональную вычислительную технику с набором специализированных программ (в частности, для трехмерного геолого-гидродинамического моделирования, для создания постоянно пополняемых баз данных), с другой - ужесточились требования к проектным документам.
Данные обстоятельства должны были повысить качество выполняемой проектной документации. Однако последние годы характеризуются значительным сокращением срока действия проектных документов, что привело к увеличению их количества. Причем, сокращение срока действия проектных документов связано не столько с установлением ограничений при принятии документа на ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, а в большинстве случаев с расхождением фактических показателей разработки по сравнению с проектными, которые начинаются практически с первого или второго года разработки по новому документу. Встречаются проектные работы, которые делаются лишь с целью формального выполнения пункта лицензионного соглашения, требующего составления проектного документа к определенному сроку, или документы, обосновывающие неудовлетворительную работу недропользователя на месторождении.
Нарушения рядом недропользователей действующих проектных документов в части выборочной отработки высокопродуктивных запасов, невыполнение объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин, невыполнение намеченных объемов исследовательских и лабораторных работ, направленных на изучение месторождений, наряду с низкими объемами разведочного бурения, способствуют еще более быстрому ухудшению структуры извлекаемых запасов.
Применение при проектировании трехмерного геолого-гидродинамического моделирования, которое должно было повысить качество выполняемых работ, столкнулось практически с отсутствием необходимой для построения качественных моделей информацией. Проектировщикам для получения необходимой информации приходится пользоваться аналогиями с соседними месторождениями или даже иногда регионами, что значительно влияет на качество получаемых результатов. Данная проблема более подробно рассмотрена ниже.
Организации, занимающиеся проектированием, делятся на научно-аналитические организации, непосредственно входящие в состав нефтяных компаний, и сторонние, или независимые проектные организации. В настоящее время появилось большое количество независимых организаций, что связано с отменой лицензирования проектной деятельности и увеличением количества выполняемых проектных работ. Но далеко не все проектные организации, включая и те, которые непосредственно подчиняются нефтяным компаниям, имеют квалифицированные кадры по всем направлениям проектного документа и достаточный опыт работы с осложненными различными факторами месторождениями (например, высоковязкие нефти, месторождения с чисто газовыми залежами или нефтяными оторочками и т.д.).
Сложности, с которыми довольно часто сталкиваются независимые проектные организации:
короткие сроки выполнения проектных документов, т.к. сторонним проектным организациям достаются работы наиболее сложные, недостаточно обеспеченные финансами (ведь сторонней организации, в отличие от своего научного подразделения, необходимо проведение дополнительных работ, связанных со сбором информации, организацией базы данных, и, наконец, дополнительного времени требует задача знакомства с месторождением и его проблемами);
низкая стоимость выполнения работ, что в том числе связано с выбором проектной организации через конкурс, а победитель конкурса зачастую выбирается из тех, кто предложил наименьшую стоимость работ;
зависимость принимаемых в проектном документе решений от определенных установок недропользователя, финансирующего выполнение проекта, которые не всегда совпадают с позицией государственных органов.
Частично эти проблемы можно решить путем:
согласования в ЦКР Роснедра технических заданий, в которых на начальной стадии ставить определенные задачи перед новым проектным документом;
установления лицензирования проектной деятельности или установлением рекомендательных списков ЦКР Роснедра (или какого-либо другого государственного или независимого органа) по организациям, имеющим достаточный опыт проектирования;
установления рекомендованной минимальной стоимости проектного документа, в зависимости от поставленных задач и данных по месторождению, а также срока выполнения документа;
передачи сторонней организации через конкурс не просто создание одного проектного документа, но и права проведения мониторинга по данному месторождению с постоянным ведением базы данных и постоянно действующей геолого-гидродинамической модели, т.е. сопровождение месторождения проектной документацией и пересчетом запасов.
Основным регламентным документом при составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений долгое время являлся «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений». В связи с окончанием срока действия регламента в 2007 году приказом МПР № 61 от 21.03.2007 г. в действие введены «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». Введенные методические рекомендации внесли изменения как в перечень проектных документов, так и в их содержание и порядок их действия, обозначив новые требования к проектным документам в изменившихся условиях недропользования. Тем не менее, при проектировании сложных по геологическому строению месторождений возникают вопросы, требующие обсуждения и реализации в регламентных документах и стандартах.
В настоящее время в научных кругах идет обсуждение видов проектных документов. Есть предложения по сокращению видов проектных документов до двух. Однако каждый из действующих в настоящее время проектных документов имеет свой статус и свои задачи. Можно согласиться с тем, что задачи указанных проектных документов и границы их действий недостаточно четко прописаны. Данную проблему, наверное, вполне можно решить. Действующие документы возникли не сейчас, а большинство из них еще во времена СССР, и появлялись они в результате развития системы проектирования нефтяных месторождений. Проблема «многообразия проектных документов», возможно, состоит не в их количестве, а в более качественной привязке к текущей ситуации в области проектирования.
Например, «Проект пробной эксплуатации». Такой документ необходим недропользователям. В ситуации, когда большинство новых месторождений недостаточно подготовлено к промышленной разработке в связи с очень слабой изученностью «Проект пробной эксплуатации» (учитывая прописанные перед ним задачи) поможет, в случае его полного выполнения, наиболее качественно подготовить месторождение к промышленной разработке и, соответственно, набрать материал для выполнения «Технологической схемы разработки». Требовать на стадии слабой изученности месторождения сразу проектный документ для ввода в промышленную разработку - значит получить слабый проектный документ. Такой документ, во-первых, не будет соответствовать всем требованиям, предъявляемым к документу, необходимому для ввода месторождения в промышленную разработку, а, во-вторых, можно значительно ошибиться в выборе стратегии по освоению месторождения, что отрицательно скажется на последующей работе недропользователя на данном месторождении. В то же время, учитывая сложность получения разрешительных документов для начала работ на месторождении (данный процесс при наличии утвержденного проектного документа в настоящее время может затянуться на 1,5 - 2 года, а то и больше), предлагается пересмотреть сроки действия «Проекта пробной эксплуатации», увеличив их с 3 до 5-7 лет. Ведь именно из-за недостаточных сроков действия ряд «Проектов пробной эксплуатации», рассматриваемых, в частности, на заседаниях ТО ЦКР Роснедра, принимается (или сразу выносится) в качестве «Технологической схемы ОПР» (имеющей срок действия до 7 лет). Данное обстоятельство отрицательно повлияло и на качество принимаемых «Технологических схем ОПР», когда при более внимательном рассмотрении данных документов оказывается, что в них никаких опытно-промышленных работ и не рассматривается. Тем не менее, «Технологические схемы ОПР» необходимы и доля их в разрабатываемой проектной документации, скорее всего, будет возрастать, так как растет доля трудноизвлекаемых запасов, которые требуют апробирования и применения новых технологий для их разработки.
Существующая система проектных документов наиболее обоснована и подтверждена многолетней практикой. Каждый из действующих в настоящее время проектных документов выполняется на определенной стадии изученности месторождения и, значит, соответствует определенным требованиям. Приведение количества проектных документов к двум (Проект разработки и Авторский надзор) усложнит составление проектной документации для месторождений, находящихся в начальной стадии разработки, требующих доизучения, и никаким образом не уменьшит, а, скорее, увеличит количество составляемых проектных документов.
При реализации проектных документов возникают вопросы по выполнению перед недропользователем поставленных задач. Например, как быть, если недропользователь не решил поставленных задач и не подготовил месторождение к промышленной разработке при осуществлении в начальной стадии разработки месторождения на основе «Проекта пробной эксплуатации» или «Технологической схемы ОПР». Ведь дополнений к ним не предусмотрено. Получается, что нужно составлять «Технологическую схему разработки», используя недостаточную для этого документа информацию, тем самым, делая документ слабым и недолговечным. Одним из выходов из этой ситуации может быть:
во-первых, установление в нормативных документах на проектирование обоснованных требований к наличию необходимой информации и параметров на стадии завершения вышеназванных проектных документов;
во-вторых, при невыполнении недропользователем поставленных в проектных документах задач, возможность составления Дополнения к ним или новых таких же документов, пока поставленные задачи не будут решены.
В проектные документы предлагается внести и так называемый «ковер бурения», который позволял бы контролировать не только количественно объемы бурения и ввода новых скважин, но и направления осуществления такого бурения. Ведь при осуществлении прогнозных расчетов проектная организация учитывает данное положение. А при осуществлении фактического бурения недропользователь нередко преследует цель - вначале разбурить самые «лакомые» части залежи, игнорируя, например краевые зоны (рассматриваемые ниже), которые бывают при долгой истории разработки, так и недобуриваются. В дальнейшем эти краевые участки становятся нерентабельными для бурения, т.к. происходит подтягивание контура нефтеносности, хотя в начальной стадии все участки, намеченные для разбуривания, были рентабельные. Таким образом, часть запасов нефти остается за пределами активной зоны разработки.
То же нередко происходит и с разработкой многопластовых месторождений. Недропользователь, несмотря на намеченные проектным документом решения, активно разрабатывает лучшие объекты, отодвигая ввод в активную разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами. В дальнейшем, при выработке запасов нефти на лучших объектах, месторождение может перейти в категорию нерентабельных и, соответственно, по объектам с трудноизвлекаемыми запасами начинают меняться проектные решения в сторону ухудшения их выработки. Разработка многопластовых месторождений с выделением основных и так называемых «второстепенных объектов» - это отдельная большая тема для разговора. Чем больше объектов, тем больше возникает комбинаций и, соответственно, стратегий разработки таких месторождений. К сожалению, общих требований, подходов по разработке таких месторождений в существующих сегодня нормативных документах нет, что значительно осложняет их проектирование.
Отсутствие четких требований к выделению объектов разработки, с одной стороны, необходимость вовлечения в разработку всех запасов нефти - с другой стороны, а также погоня за высокими дебитами скважин по нефти заставляет недропользователя объединять в один объект несколько пластов и пропластков, которые при внимательном рассмотрении не будут эффективно работать вместе. При этом лучшие по коллекторским свойствам пласты быстро вырабатываются, а на пластах с пониженными коллекторскими свойствами еще больше ухудшается структура запасов.
Для примера приведем исследования В.А. Леонова по истории разработки объектов АВ2-3 и АВ4-5 Самотлорского месторождения. Выявлено, что в процессе разработки «из экономических соображений» шло укрупнение объектов продуктивных пропластков от 15 (АВ2-3) до 24 (АВ4-5), а это на поздней стадии разработки привело к потере извлекаемых запасов нефти.
К сожалению, на российских нефтяных месторождениях еще мало применяется технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов. Обоснованности выделения объектов разработки мешает и отсутствие или недостаточность информации именно по пластам с пониженными коллекторскими свойствами, причем недропользователи и не очень стремятся ее получить, т.к. основное внимание их приковано именно к более продуктивным пластам. Конечно, из-за слабой изученности месторождения несколько пластов могут быть объединены в один объект разработки. При этом требования, предъявляемые к такому объекту, по геолого-физическим параметрам пластов и свойствам насыщающих их жидкостей должны выполняться. Затем, при получении дополнительной информации (а ее получение должно быть четко прописано в проектных документах и, самое главное, должно быть выполнено) должно проводиться разукрупнение объектов разработки.
Действующие требования к создаваемым вместе с подсчетом запасов «Технико-экономическим обоснованиям коэффициента нефтеотдачи» (ТЭО КИН) по выделению объектов разработки и технологическим расчетам такие же, как и к проектным документам. А почему бы в ТЭО КИН не сделать расчеты по каждому хорошо выделяемому и изолированному пласту или пропластку не для утверждения, а для оценки технологического КИН. Тогда, при проведении на этапе проектирования технологических расчетов будут видны потери в коэффициенте нефтеизвлечения за счет объединения пластов в единый объект разработки. По величине данных потерь можно будет судить о правильности объединения пластов в единый объект. В случае, если потери незначительны (в рамках погрешности расчетов или установлении каких-нибудь конкретных допусков), пласты свободно можно объединять.
Предлагается также в разработку не вводить продуктивные залежи с трудноизвлекаемыми запасами, по которым не найдена технология для рентабельной разработки. Данное предложение отмечено и Р.Х. Муслимовым. В настоящее время недропользователь обязан вводить в разработку такие залежи, что на практике оборачивается лишь выборочной отработкой запасов и структура трудноизвлекаемых запасов, расположенных в таких залежах, еще более ухудшается. Данное решение положительно повлияет и на эффективность выделения объектов разработки. Но такое решение требует определения четких границ и понятий для определения рентабельной и нерентабельной разработки.
В последнее время много вопросов вызывает и разработка краевых зон продуктивных залежей. В проектном документе эксплуатационный фонд располагают в пределах обычно 2-х или 4-метровых толщин (по экономическим соображениям). Часто встречаются залежи с большими площадями за пределами расположения эксплуатационного фонда. Обычная практика у недропользователей - такие краевые зоны залежей остаются не охваченными процессом разработки. Бывают случаи, когда в краевых зонах проектный эксплуатационный фонд недобуривается сразу, а в последующем эффективность его бурения - отрицательная, и он просто отменяется. Краевые зоны - это обычно зоны с пониженными (относительно остальной части пласта) коллекторскими свойствами, с низкими нефтенасыщенными толщинами, водоплавающие. Разработка их традиционными способами, особенно на поздней стадии разработки, неэффективна.
Отсутствует методика расчета плотности сетки скважин. В частности, в последнее время увеличивается бурение горизонтальных, пологих и многоствольных скважин. Их использование значительно влияет на плотность сетки скважин, увеличивая ее. В то же время возникают разные варианты и, соответственно, методики учета таких скважин. Разные подходы к решению этого вопроса осложняют выбор наиболее эффективного варианта. Видимо, при создании общей методики нужно будет проанализировать и фактические результаты.
Много вопросов вызывают и существующие в настоящее время требования к проведению технико-экономических расчетов, на основе которых происходит выбор рекомендуемого варианта. Зачастую проведенные в проектном документе расчеты, да и рассмотренные варианты не позволяют однозначно выбрать стратегию и тактику развития разработки на месторождении. Особенно это касается многопластовых месторождений.
Стоит вопрос и об использовании пробуренного фонда скважин на месторождении. Например, проблема, связанная с ликвидацией скважин. С одной стороны, при проектировании месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, необходимо учесть ликвидационные затраты, что требует, в частности, создания программы по ликвидации пробуренного фонда скважин. Однако многими авторами подтверждается эффективность ввода нефтяных залежей и месторождений после длительного простоя эксплуатационного фонда скважин (консервации залежей или месторождений). Поэтому принимать решение о ликвидации конкретных эксплуатационных скважин по технологическим причинам, связанным с выработкой запасов (высокая обводненность, низкий дебит по нефти), нужно очень взвешенно и обоснованно, а лучше скважину законсервировать. В своем докладе на VII Международном симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», проходившем в марте 2008 года в г. Москве, Председатель ЦКР Роснедра Н.Н. Лисовский поднял вопрос о введении пятой стадии разработки. Месторождения и залежи, остановленные по причине неэффективности (высокая обводненность, низкие дебиты по нефти) дальнейшей разработки, а затем через какой-то промежуток времени вновь вводимые в эксплуатацию с положительной эффективностью, как раз попадают под предлагаемую пятую стадию разработки.
Хочется отметить и вопрос об обосновании коэффициента нефтеизвлечения (КИН). Существующая на сегодня ситуация с утверждением КИН через Технико-экономическое обоснование (ТЭО КИН) при рассмотрении в ГКЗ РФ Подсчета запасов, видимо, требует некоторых корректировок. Постановка на баланс извлекаемых запасов и, соответственно, утверждение по продуктивным пластам КИН необходимо на начальной стадии, когда месторождение только открыто и отсутствуют проектные документы. В дальнейшем правильней было бы вносить корректировки и изменение коэффициента нефтеизвлечения по пластам и месторождению через утверждаемые проектные документы. Такой идеи придерживаются и ряд крупных специалистов, и научных работников, в частности, эту идею поддерживает и Р.Х. Муслимов. Решение данного вопроса позволит сократить количество документов и получить более реальную картину с извлекаемыми запасами, т.к. проект на разработку является документом, который недропользователь должен неукоснительно соблюдать, а ТЭО КИН является, по сути, предварительной оценкой величины извлекаемых запасов и, соответственно, коэффициента извлечения нефти. Таким образом, снизится нагрузка и на недропользователя, и на государственные органы (ГКЗ РФ).
Отдельно стоит вопрос оценки выполнения проектных документов, законодательная и нормативная база которых, можно сказать, практически отсутствует. Положение, отмеченное в «Законе о недрах» и в лицензионных соглашениях, о том, что разработка месторождений углеводородов должна проводиться в соответствии с проектными документами, больше ничем не подкреплено. Требования Ростехнадзора, устанавливающие допустимые отклонения фактической добычи нефти от проектной в пределах 10% для всех месторождений, недостаточно обоснованы и не соответствуют реалиям. Ряд авторов предлагают более обоснованные нормативы. Подобные нормативы введены в действующие «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». В данных нормативах допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной изменяется от 10 до 40% в зависимости от проектной годовой добычи нефти по месторождению. Но и данные нормативы не всегда соответствуют точной и правильной оценке выполнения проектного документа. Единственный регламент, который хоть как-то регулировал процесс контроля выполнения проектных документов, это был Предварительный стандарт, введенный в действие на короткий срок (с 2003 г.) и только на территории ХМАО-Югры Министерством энергетики «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа». Данный предварительный стандарт не получил дальнейшего развития, хотя работы в его рамках (несмотря на окончание его действия) по месторождениям, расположенным на территории ХМАО-Югры, ведутся и в настоящее время.
Оценивать выполнение проектного документа лишь по одному показателю - годовому уровню добычи нефти в сегодняшних условиях - недостаточно. В статье 23 «Закона о недрах» к основным требованиям по рациональному использованию и охране недр относится «обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов». Исходя из этого, годовой уровень добычи нефти по месторождению далеко не всегда самый важный параметр при оценке работы на месторождении недропользователя. Не менее, а может даже более важными параметрами, влияющими на разработку месторождения, являются: разбуривание эксплуатационного фонда, формирование системы разработки, проведение исследовательских работ и работ по доизучению месторождения (особенно на стадии «Проекта пробной эксплуатации»), проведение запланированных геолого-технологических мероприятий (особенно на стадии «Технологической схемы ОПР»). Причем, контроль показателей разработки по выполнению проектных документов необходимо вести не по месторождению в целом, а по каждому выделенному проектным документом объекту разработки.
Для оценки выполнения проектных документов необходимо:
Выбрать показатели и проектные решения, которые должны подвергаться такому контролю. Эти показатели должны быть легко проверяемы, количество их должно быть минимально, но достаточно для качественной оценки выполнения проектного документа с учетом решаемых данным документом задач. В связи с тем, что в проектном документе рассматриваются годовые показатели, то и для сравнения с ними фактические показатели также принимаются годовые. При этом контролируемые показатели должны быть привязаны к цели проектного документа. Например, для «Проекта пробной эксплуатации» нет надобности контролировать уровень добычи нефти, в то же время необходимо контролировать выполнение исследовательских работ и намеченных к выполнению геолого-технологических мероприятий. То же относится и к «Технологической схеме ОПР», при выполнении которой необходимо контролировать выполнение намеченных документом опытных работ.
Установить допустимые отклонения, так как мы имеем дело с природой, и все показатели и решения невозможно предусмотреть со 100-процентной точностью. Такие отклонения установлены в, но они зависят лишь от проектной годовой добычи нефти на месторождении и не зависят от стадии изученности месторождения, и применяются лишь к уровню годовой добычи нефти в целом по месторождению.
Установить штрафные (экономические) санкции для недропользователей, нарушающих проектные документы, так как действующие в настоящее время меры слишком полярны (то есть, или очень мягкие и недейственные, или чересчур жесткие - уголовная ответственность или отбор лицензии). Данные штрафные санкции должны быть адекватны допущенным нарушениям, чтобы недропользователю было невыгодно допускать такие нарушения.
При осуществлении контроля процесса разработки и выполнения проектного документа нужно рассматривать не отдельно взятый год, а некоторый период, чтобы выявить возникающие тенденции, т.е. проанализировать динамику параметров как минимум за несколько последних лет, а лучше всего с начала разработки месторождения.
Сам по себе мониторинг разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, включающий и функции контроля за выполнением проектных документов, существовать не может. Он должен быть действенным, эффективным, задачи, которые он решает, должны выполняться. Мониторинг должен постоянно совершенствовать процесс разработки (информативность, технические и технологические вопросы) и, в том числе, качество проектных документов.
При составлении проектных документов организации-проектировщики сталкиваются и с проблемой недостатка информации для составления качественного документа, что связано с
1) потерей информации, вызванной различными причинами, по месторождениям, имеющим большую историю;
2) экономией недропользователем затрат для получения максимальной прибыли за счет сокращения намеченных проектным документом исследовательских и лабораторных работ;
3) недостатком замерных установок для качественной оценки объема добываемых углеводородов и воды, а также требований к проведению таких замеров.
Все вышеназванные проблемы влияют на качество построенной трехмерной геолого-гидродинамической модели, а ведь допустимые отклонения к моделям очень жесткие и зачастую не соответствуют тем допущениям, которые приняты в связи с недостаточностью информации. Отсюда - качество прогнозных технологических расчетов и, соответственно, качество самого проектного документа.
Принимаемые по аналогии геолого-физические и фильтрационно-емкостные характеристики по пластам, являясь основой для построения геологической и гидродинамической моделей, зачастую сводят процесс построения модели к простой подгонке параметров, для того, чтобы при проведении адаптации истории по скважинам получилось допустимое схождение. Хотя сама история добычи также зачастую вызывает много вопросов.
Поэтому для построения трехмерных моделей, соответствующих истинному состоянию изученности месторождения, а значит проведения качественных прогнозных расчетов, в первую очередь надо решить вопрос с информационным обеспечением проектирования. Необходимо установить жесткие требования к получению недропользователями необходимой информации на каждом этапе разработки, к ее качеству, а также контролировать этот процесс со стороны государственных органов.
На сегодняшнем этапе решение вопросов информационного обеспечения создания трехмерных геолого-гидродинамических моделей гораздо более важное, чем программное и техническое оснащение создателей трехмерных геолого-гидродинамических моделей, т.к. допущения, принимаемые к информационному обеспечению таких моделей, значительно превышают точность работы используемого при моделировании программного обеспечения.
Таким образом, для решения рассмотренных проблем и повышения качества проектных документов предлагается:
обозначить четкие границы (условия) действия каждого вида проектных документов через указание минимального набора необходимой информации, полученной недропользователем в ходе реализации каждого документа;
дать определение понятию «основные проектные решения»;
увеличить максимальный срок действия «Проекта пробной эксплуатации» до 7 лет;
при отсутствии подготовленности месторождения к промышленной эксплуатации после реализации «Проекта пробной эксплуатации» ввести в список проектных документов «Дополнение к проекту пробной эксплуатации»;
ввести в проектные документы «ковер бурения», который утверждал бы порядок разбуривания и ввода новых скважин по месторождению в целом и продуктивным залежам;
установить требования по выделению эксплуатационных объектов;
утвердить методику расчета плотности сетки скважин, в том числе с использованием горизонтальных скважин и вторых стволов;
в случае отсутствия варианта рентабельной разработки отдельных, выделенных на многопластовом месторождении объектов разработки ввиду отсутствия достаточно эффективной технологии разработки, запрещать недропользователям проводить выборочную эксплуатацию, переведя такие залежи в консервацию, или наметить на них проведение опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий;
определить подходы и требования к формированию на многопластовых месторождениях вариантов разработки;
утвердить содержание и минимальный набор информации для каждого из видов проектных документов;
установить коэффициент нефтеизвлечения по продуктивным пластам через утверждаемый проектный документ; при отсутствии проектного документа (по месторождениям, не введенным в разработку), либо отсутствии в проектном документе каких-либо продуктивных пластов - коэффициент нефтеизвлечения по ним утверждается на основе выполнения «Технико-экономических обоснований КИН»;
при оценке выполнения проектного документа ввести допустимые отклонения не только для годового уровня добычи нефти, но и для других значимых показателей разработки;
при оценке выполнения проектного документа учитывать цель каждого проектного документа, т.е. контролируемые параметры для каждого проектного документа («Проекта пробной эксплуатации», «Технологической схемы ОПР», «Технологической схемы разработки», «Проекта разработки») будут разные;
допустимые отклонения должны рассматриваться не в целом по месторождению, а по объектам разработки;
при анализе выполнения проектных документов, проведении экспертиз и рассмотрении работ на ЦКР больше внимания уделять информации, получаемой с месторождений, выполнению исследовательских работ, включая лабораторные работы;
за невыполнение проектных решений, не связанное с геологическими причинами, внести штрафные санкции, адекватные допущенным нарушениям.
Решение рассмотренных вопросов позволит сократить количество выполняемых проектных документов за счет повышения их качества, а также позволит государственным органам на более высоком уровне прогнозировать развитие нефтедобывающей промышленности в России на долгосрочную перспективу.
