USD 74.1373

-0.44

EUR 89.506

-0.17

BRENT 68.23

0

AИ-92 45.35

+0.01

AИ-95 49.14

+0.01

AИ-98 54.91

+0.02

ДТ 49.25

0

10 мин
4039

Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа

Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа

Современный этап разработки нефтяных месторождений ХМАО характеризуется возрастающей добычей нефти. И действительно, с 1996 года добыча нефти возросла с 145 млн. тонн до 210 млн. тонн в 2002 году. На 76% лицензионных участков ХМАО добыча стабильна и постоянно растет. Рост объемов добычи обеспечивается вводом в разработку новых запасов путем их эксплуатационного разбуривания, сверхпроектными отборами нефти и проведением геолого-технологических мероприятий, нацеленных на улучшение использования фонда эксплуатационных скважин, нормализацию баланса «отбор — закачка», ограничение водопритоков, снижение обводненности продукции и внедрение методов, повышающих нефтеотдачу пласта. В 2002 году за счет бурения и ввода новых скважин в эксплуатацию было добыто 12 млн.тонн нефти, сверхпроектные отборы оцениваются в 44 млн.тонн и 76 млн.тонн было добыто за счет геолого-технологических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи.

Что из вышеперечисленного можно отнести к интенсификации добычи нефти? Ввод новых запасов в разработку и их эксплуатационное разбуривание — это, скорее, экстенсивные методы увеличения добычи. Резервы экстенсивного роста нефтедобычи в ХМАО еще имеются в виде не введенных в разработку месторождений и залежей на уже разрабатываемых лицензионных участках. Реализация этих резервов потребует значительных инвестиций.

Более привлекательным является рациональное использование запасов уже введенных в разработку месторождений путем интенсификации на них добычи нефти. Под рациональным использованием запасов будем понимать наиболее полное экономически целесообразное с точки зрения народнохозяйственного эффекта извлечение углеводородов из недр и их разумное использование в дальнейшем без причинения ущерба недрам.

Являются ли сверхпроектные отборы нефти интенсификацией добычи? Конечно, являются, но, как показывает практика, сверхпроектные отборы нефти особенно на начальных стадиях разработки после краткосрочного получения сверхпроектных объемов нефти имеют негативные последствия в виде быстрого падения пластового давления, вынужденной интенсивной закачки воды, обводнения продукции и вывода из работы скважин, еще не отобравших дренируемые ими запасы. Можно привести много таких примеров.

Обратимся к геолого-технологическим мероприятиям и методам увеличения нефтеотдачи, которые, безусловно, являются средствами интенсификации добычи на введенных в разработку месторождениях. Ремонтно-изоляционные работы, дострелы с применением глубокопроникающей перфорации, обработки призабойных зон, нормализация баланса «отбор — закачка», оптимизация работы скважин составляют основу улучшения использования пробуренного фонда, восстановления проектной плотности сетки скважин, системы разработки, способствующей интенсификации добычи нефти. Скорее, все вышеперечисленное следует понимать как интенсивное исправление допущенных ранее недостатков в проводке скважин, загрязнении призабойной зоны, режиме работы, системе и технологии разработки, хотя положительный эффект от этого несомненен.

Что касается применения горизонтального бурения, вторых стволов, гидроразрыва пласта, циклического заводнения, потокоотклоняющих систем и т.п., то наряду с интенсификацией притоков нефти, они вовлекают в разработку ранее не дренируемые запасы, способствуют их более полному использованию и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

Для анализа рационального использования запасов и оценки полноты их выработки в ХМАО была разработана классификация лицензионных участков (ЛУ) по выработанности запасов и обводненности продукции (рис. 1). Было выделено пять классов лицензионных участков:

I. Класс начальной стадии разработки.

II. Класс зрелой стадии разработки.

III. Класс поздней стадии разработки.

IV. Класс аномальной стадии разработки.

V. Класс лицензионных участков с заниженной оценкой извлекаемых запасов.

Рис. 1. Классификации ЛУ Ханты-Мансийского автономного округа по выработанности запасов и обводненности продукции

 

В выборке участвовало 110 лицензионных участков с разбуренностью запасов более 40% по состоянию на 1.01.2003 года.

I класс характеризуется выработанностью запасов до 40–55% и обводненностью продукции до 35%. Лицензионные участки (ЛУ) этого класса находятся в начальной стадии разработки с растущей добычей. В качестве примера приводится Варынгский лицензионный участок.

II класс характеризуется средними значениями выработанности запасов (от 20–45 до 55–80%) и обводненности продукции (от 35 до 75%). За небольшим исключением лицензионные участки этого класса имеют стабильную и растущую добычу (16 ЛУ из 18). В качестве примера можно привести Хохряковский, Хултурский и Восточно-Правдинский лицензионные участки.

III классу присущи высокие показатели выработки запасов (от 45 до 97%) и обводненности продукции (от 75 до 98%). 25 лицензионных участков этого класса характеризуются падающей добычей, что объясняется поздней стадией разработки, на 11 -добыча стабильная и 19 имеют растущую добычу нефти.

На поздней стадии разработки возможно оценить по характеристикам вытеснения остаточные извлекаемые запасы. Проведенная оценка показала, что по 30 ЛУ (54%) оцененные извлекаемые запасы при условии неизменности технологии разработки превысят утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы на 323 млн.тонн, а по 25 ЛУ не будет отобрано 185 млн.тонн утвержденных ГКЗ запасов. В качестве примера этого класса приводятся Лор-Еганский и Мамонтовский лицензионные участки.

IV класс характеризуется значительным превышением показателя обводненности продукции над показателем выработки, что является признаком малоэффективной разработки либо из-за несоответствия проектной технологии горно-геологическим условиям, либо из-за невыполнения проектных решений. Кроме того, причиной отнесения участка в IV класс может быть завышенная оценка извлекаемых запасов. Лицензионным участкам этого класса присущи пониженные показатели выработки запасов (от 10% и менее до 45–60%) и повышенные значения обводненности (от 35 до 98%). Лицензионные участки этого класса при применяемой технологии не обеспечивают рациональное использование запасов и нуждаются в коренном улучшении технологии разработки. В случае завышенной оценки запасов они должны быть уточнены. Некоторые недропользователи используют списание запасов для «улучшения» показателей разработки, что не следует делать. Примером этого класса может быть Талинский ЛУ.

V класс характеризуется заниженной оценкой извлекаемых запасов, и лицензионные участки этого класса нуждаются в уточнении запасов. Например, Повховский и Южно-Ягунский лицензионные участки.

Таким образом, можно считать, что лицензионные участки, отнесенные к I и II классам, эксплуатируются без существенного нарушения оптимальных технологий разработки и обеспечивают рациональное использование запасов.

На поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения по целому ряду лицензионных участков, отнесенных к III классу, выявляются недостатки применяемых, зачастую стандартных технологий, не позволяющих достичь утвержденного коэффициента нефтеизвлечения, который следует рассматривать как минимальную степень использования запасов. Необходим серьезный анализ разработки таких лицензионных участков с целью интенсификации применяемой технологии разработки. Также следует поступать и с лицензионными участками, отнесенными к IV классу, для выявления причин их неэффективной разработки и нерационального использования запасов.

Всегда ли интенсификация добычи нефти благо? На рис. 2 приведена динамика заводнения продуктивных пластов Ханты – Мансийского автономного округа.

Рис. 2. Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по Ханты-Мансийскому автономному округу

 

По годам показаны: отбор жидкости из недр, закачка воды, годовая и накопленная компенсация. Мы видим, что текущая компенсация достигала 140%. Это в целом по округу, а по отдельным месторождениям была на уровне 400% и более. С 1972 года накопленная компенсация в целом по округу стабильно держалась, да и сейчас составляет свыше 120%, обводненность продукции интенсивно нарастала до 7% в год, дебиты по нефти падали. Такая интенсификация добычи нефти, конечно, позволила форсированно отобрать многие миллионы тонн нефти, не считаясь с ущербом, нанесенным недрам такой безудержной закачкой. Запасы использовались нерационально. С 1965 года, когда началась закачка воды, в недра Ханты-Мансийского автономного округа было закачано свыше 31 млрд.м3 воды, что вызывало на промыслах многочисленные порывы колонн и даже техногенные землетрясения (г. Нефтеюганск). Мы не призываем к отказу от технологии заводнения, которая является эффективным методом интенсификации добычи нефти при соблюдении баланса «отбор-закачка».

Были и в прошлые времена разумные геологи – разработчики, которые, соблюдая баланс «отбор – закачка», обеспечивали технологически нормальный режим работы месторождения и рациональное использование запасов. Например, Трехозерный, Савуйский, Мотымья-Тетеревский, Никольский и другие лицензионные участки. Но по большинству лицензионных участков продуктивные пласты оказались чрезмерно заводнены и сейчас приходится преодолевать последствия такой интенсификации добычи. В настоящее время безудержная закачка воды пошла на убыль, недропользователи обратили серьезное внимание на необходимость нормализации баланса «отбор-закачка», что стало одним из способов интенсификации добычи нефти.

Мы считаем, что критерием целесообразности применения того или иного метода интенсификации добычи нефти должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр без причинения им вреда. Применение любого метода интенсификации добычи должно предусматриваться проектным технологическим документом и подвергаться тщательной экспертизе в Центральной комиссии по разработке или ее территориального отделения. Недра принадлежат государству и оно должно определять порядок их рационального использования, то есть посредством экспертизы проектов разработки и контроля за их исполнением должно устанавливать максимально допустимые объемы отбора нефти и закачки воды в скважины, годовые уровни добычи нефти по каждому лицензионному участку, методы интенсификации добычи и объемы их применения. За рубежом нормируется и плотность сетки эксплуатационных скважин, и отбор нефти по каждой скважине, а у нас зачастую не предусматривается проектными технологическими документами применение даже таких мощных средств, как ГРП, бурение вторых стволов, потокоотклоняющих систем и т.п. В то же время некоторые недропользователи считают себя вправе отменять проектные решения по интенсификации добычи нефти, прошедшие экспертизу Центральной комиссии по разработке. Можно привести пример по отмене закачки биополимеров на Покамасовском участке ОАО «Мегионнефтегаз».

Одним из приемов ухода от выполнения проектных решений и оправдания нарушений утвержденной системы разработки стало положение о рентабельности отдельно взятой конкретной скважины, при снижении которой ее следует отключать. Это прямой путь к развалу предусмотренной на месторождении системы разработки, после чего о какой научно обоснованной, просчитанной по трехмерной модели технологии разработки и рациональном использовании запасов может идти речь.

Вопрос рационального использования запасов тесно связан с коэффициентом извлечения нефти.

Рис. 3. Извлекаемые запасы Ханты– Мансийского автономного округа

 

На рис. 3 приведена в целом по ХМАО зависимость отбора геологических запасов нефти от обводненности продукции. На 1.01.2003 года отобрано 0,175 геологических запасов нефти промышленных категорий округа (в недрах остается 0,825 геологических запасов) при обводненности продукции 84%. Вряд ли это можно считать большим достижением с точки зрения рационального использования запасов. Рентабельно извлекаемые (коммерческие) запасы, утвержденные ГКЗ, составляют 0,354 геологических запасов, то есть коммерческий КИН = 0,354. Для отдельных месторождений он считается чуть ли не пределом достижения, преступать который не принято, является своеобразным психологическим барьером при технологическом проектировании и экономической оценке вариантов разработки. Однако оценка извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения показывает, что по многим месторождениям ХМАО даже при имеющихся издержках в технологии разработки уровень утвержденных ГКЗ извлекаемых запасов может быть перекрыт.

Уровень рентабельно извлекаемых (коммерческих) запасов обосновывался и утверждался ГКЗ по каждому месторождению в разное время по различным экономическим нормативам, отличным от сегодняшних, зачастую применительно только к технологиям вытеснения нефти водой без учета современных технологий разработки (например водогазовое воздействие) и методов интенсификации добычи. По многим месторождениям утвержденный ГКЗ КИН не соответствует современным условиям. Считаем, что линия коммерческих извлекаемых запасов на рис. 3 должна быть более мобильной и периодически пересматриваться по мере появления новых технологий, резкого изменения цены на нефть, оборудования, налоговых, рентных платежей и т.п.

Мы считаем, что для оценки технологических добывных возможностей месторождения и перспективного развития нефтедобычи необходимо ввести наряду с коммерческими извлекаемыми запасами понятие о технологических извлекаемых запасах, обоснование и утверждение которых должно производиться с учетом применения самых современных технологий, до обводненности продукции в 98%. Экономическая оценка при этом должна даваться с точки зрения получения народнохозяйственного эффекта, а не только дохода недропользователя.

Кроме того, было бы более целесообразным оценку геологических запасов производить комиссиями по запасам, а технологических и коммерческих извлекаемых запасов комиссиями по разработке.

Сложившаяся ситуация с использованием запасов на разрабатываемых месторождениях округа может и должна быть изменена в сторону улучшения. Начавшийся на месторождениях округа этап возрастающей добычи нефти обусловлен вводом в более интенсивную разработку остаточных текущих запасов уже разбуренных продуктивных пластов. Объемы этих запасов довольно значительны, судя по невысокой выработанности многих продуктивных пластов, высокой эффективности бурения вторых стволов, горизонтальных скважин, ГРП, методов увеличения нефтеотдачи в заводненных зонах. На многих «старых» месторождениях началась вторая жизнь в виде роста добычи, а кое-где и снижения обводненности продукции. Этому способствовала оптимизация баланса «отбор – закачка», уплотнение сетки путем вывода из бездействия эксплуатационных скважин, восстановление расформированных систем разработки.

 

Выводы

 


Грамотное применение методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи способствует рациональному использованию запасов, повышению КИН.
Допущенные в предыдущие годы сверхпроектные отборы нефти (особенно на начальной стадии разработки) и интенсивная безмерная закачка воды нанесли серьезный ущерб недрам путем сверхмерного заводнения разрабатываемых продуктивных пластов, что удорожает последующую эксплуатацию оставшихся запасов.
Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи зачастую не предусматривалось проектными документами и производилось в произвольной форме по усмотрению недропользователя без согласования с государством.
Критерием применимости различных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное их извлечение без причинения ущерба недрам. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно строго регламентироваться проектными технологическими документами.
Предложена классификация лицензионных участков по выработке запасов и обводненности продукции, позволяющая экспрессно оценивать состояние разработки.
Для оценки технологических добывных возможностей месторождений и перспектив оценки нефтеотдачи следует ввести понятие о технологических извлекаемых запасах и технологическом КИН.

Автор:

Источник : Вестник недропользователя ХМАО