Сберечь и приумножить

Принципы сохранения и прироста объемов производства нефти

Владимир Карасёв Заместитель Председателя Правительства Ханты-Мансийского автономного округа – Югра по вопросам недропользования и ТЭК

На территории ХМАО-Югры на 1 января 2006 г. открыто 418 месторождений нефти, из которых 301 находится в распределенном фонде недр и 204 из них разрабатывается.
На рис. 1 показана структура разведанных запасов нефти округа, из которого следует, что с начала разработки отобрано 48% запасов, 21% разбурен эксплуатационным бурением, а неразбуренные составляют 31%, т.е. для разработки еще остается 52% разведанных запасов.
В соответствии с ранее принятой классификацией 90% начальных разведанных запасов нефти приурочены к 79 крупным и уникальным месторождениям, которые продолжают играть ведущую роль в нефтедобыче округа.
На рис. 2 приведена динамика добычи нефти в сопоставлении с приростом запасов из разведки. С 1999 года добыча нефти по округу неуклонно растет, составляя свыше половины добычи нефти по России. На рис. 2 показан также абсолютный прирост и темп прироста добычи нефти по округу. Наибольший прирост добычи был получен в 2003-2004 гг. В 2005 году прирост добычи несколько замедлился, а темпы прироста уменьшились в 2 раза. Прирост добычи нефти обеспечивался вводом новых скважин из бурения, применением современных методов увеличения нефтеотдачи и форсированными сверхпроектными отборами нефти из скважин.
Сопоставление добычи с приростом запасов из разведки (рис. 2) говорит о том, что с 1999 года ни разу прирост запасов из разведки не восполнил годовую добычу нефти. В 2005 году прирост запасов составил всего 46% годовой добычи. На графике четко отмечается 2002 г. – год отмены налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), с которого прирост запасов пошел вниз. Налицо политика, направленная на «проедание» ранее разведанных запасов, что чревато в дальнейшем негативными последствиями и говорит о необходимости наращивания объемов геолого-разведочных работ в округе.

Не проесть то, что есть
Отбор нефти может производиться только из разбуренных запасов, которыми добыча нефти округа на современном этапе обеспечена на 10-12 лет. Дальнейший прирост разбуренных запасов обеспечивается эксплуатационным бурением, динамика которого в сопоставлении с проектными показателями приведена на рис. 3. Следует обратить внимание на то, что с 1999 года ни разу не был выполнен проектный показатель по эксплуатационному бурению, которое является основой нефтедобычи. Также на графике четко фиксируется 2002 г., год изменения правил игры в топливной отрасли страны, замедлившего развитие отрасли на несколько лет.
Эксплуатационное бурение является производственным процессом, обеспечивающим ввод разведанных запасов в разработку посредством подключения в работу фонда добывающих и нагнетательных скважин. Однако ввод запасов  в разработку является необходимым, но недостаточным условием, так как отбор запасов является длительным процессом, успешно протекающим при нормальном использовании скважин. К сожалению, зачастую по различным причинам эксплуатационные скважины в большом количестве выводятся из работы, что приводит к разрежению запроектированной сетки скважин, нарушению системы разработки и потере запасов в недрах. Недропользователи не спешат обеспечивать замену выбывших скважин даже при наличии невыработанных остаточных запасов в районе выбывшей скважины.
Рис. 4 дает представление о динамике использования эксплуатационных скважин по ХМАО. Коэффициент использования эксплуатационных скважин колеблется в пределах 73-78% при нормативе 90%. С введением в 1999 году льгот на добычу нефти из скважин, введенных из неработающего фонда, увеличился действующий фонд, коэффициент использования скважин, снизился неработающий фонд. С отменой льгот в 2002 году действующий фонд и коэффициент использования скважин снизился, а неработающий фонд возрос. Дальнейшее улучшение использования фонда  стимулируется ростом цен на нефть. Считаем, что вопросам рационального использования скважин, соблюдению оптимальной плотности сетки и системы разработки следует уделять самое пристальное внимание.

Повышение нефтеотдачи
Большую роль в процессе разработки нефтяных месторождений играет  закачка воды для поддержания пластового давления. Однако наряду с положительной работой по поддержанию пластового давления и вытеснению нефти из пласта закачка воды приводит к росту обводненности продукции скважин, поэтому очень важно соблюдение баланса между отборами  жидкости из пласта и закачкой воды. К сожалению, с начала разработки (рис. 5)  было допущено значительное превышение закачки воды над отборами жидкости, что привело к интенсивному росту обводненности продукции скважин до 1991 года и создало значительные трудности. Снижение объемов закачки и разницы между отбором и закачкой позволили стабилизировать обводенность продукции скважин. О недопустимости перекачки продуктивных пластов не следует забывать и в будущем.
Большой вклад в добычу нефти вносят методы интенсификации притока и повышения нефтеотдачи, за счет проведения которых было дополнительно добыто в 2004 году 22 млн т нефти, а в 2005 году – 31 млн т. Значительный вклад в дополнительную добычу вносят гидроразрывы пластов, работа с фондом скважин и физико-химические методы, включая гидродинамические. Набирает удельный вес в добыче бурение горизонтальных скважин и зарезка боковых стволов, входной дебит которых в среднем выше, чем вертикальных и наклонно-направленных скважин. Для сведения: средний прирост добычи нефти в 2005 году от бурения одной горизонтальной скважины  составил 11,85 тыс. т, от зарезки бокового ствола – 6,16 тыс. т, от операции ГРП (гидроразрыв пласта) – 2,56 тыс. т, что говорит о высокой эффективности методов. Однако наряду с эффективностью методов большую роль играет охват эксплуатационного фонда этими методами. Рост дополнительной добычи нефти за счет методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи в 2005 году по сравнению с 2004 годом является следствием роста объемов применения методов с 13 116 скважино-операций в 2004 г. до 21 267 в 2005 г. и увеличением охвата фонда скважин методами повышения нефтеотдачи с 11% в 2004 г. до 18% в 2005 г. Применение современных технологий разработки нефтяных месторождений является одним из основных путей сохранения и прироста добычи нефти.

Роль проектных решений
Большую роль для сохранения и прироста объемов производства нефти призван сыграть высокий уровень проектирования разработки месторождений, которое должно предусматривать применение передовых современных высокоэффективных технологий интенсификации притока и полноты выработки запасов, полностью учитывать особенности горно-геологических условий, содержать проектные решения по утилизации подтоварной воды, устанавливать очередность ввода в разработку и разбуривания отдельных площадей, блоков и частей месторождения.
Однако во многих случаях проектные решения подгоняются под сложившуюся на месторождении обстановку, вместо того чтобы служить руководством к действию. В проектных документах не приводится в табличной форме история разработки месторождения, по которой можно было бы судить о реализации прошлых проектных решений и извлекать из этого уроки. Решающим фактором является реализация  проектных решений, что делает необходимым надежный контроль за их выполнением. Проектирование должно быть мобильным, для чего ежегодно должны проводиться проектные надзоры за разработкой с правом внесения дополнений в проектные документы в случае изменения горно-геологических условий, необходимости совершенствования технологии, изменения цены на нефть и т.п.
В 2005 году недропользователями ХМАО было обновлено и заново составлено 107 проектных документов, позволяющих повысить эффективность эксплуатации месторождений. По 92 из них в результате совершенствования технологии проектантами было предусмотрено вовлечь в разработку 462 млн т извлекаемых запасов сверх утвержденных при подсчете, что обеспечивает рост коэффициента извлечения нефти по округу на 3%.

Четкая система законов и действий
Одним из факторов сохранения и прироста объемов производства нефти должно послужить совершенствование законодательно-нормативной базы в области разработки месторождений, создание четкой системы государственного управления топливно-энергетическим комплексом.
Пока государство неэффективно использует свои права собственника недр, следствием чего являются неувязки, возникающие между различными федеральными ведомствами. Вызывает недоумение сложившаяся в последнее время система двойного экспертирования проектных технологических документов на разработку месторождений Федеральными агентствами Роснедра и Ростехнадзора, причем зачастую  эта двойная экспертиза проводится одними и теми же  экспертами, дублирующими свои заключения.
Задерживается принятие «Закона о недрах», выпуск «Правил разработки нефтяных и газовых месторождений», не решены вопросы совместной разработки единого месторождения несколькими недропользователями, затягивается создание системы мобильного непрерывного проектирования и мониторинга разработки на базе постоянно действующих геолого-технологических моделей. Назрела необходимость применения экономических санкций за грубые нарушения проектных решений и стимулирования недропользователей за рациональное использование запасов и повышение коэффициента извлечения нефти.
На рис. 6 представлен сценарий развития нефтедобычи и эксплуатационного бурения ХМАО-Югры до 2020 года в двух вариантах: инерционном и инновационном.
Инерционный вариант составлен на основе проектных документов, прошедших экспертизу и согласование в ЦКР Роснедра или Территориальном отделении ЦКР Роснедра по ХМАО. Рост добычи нефти прогнозируется до 2009 года, где уровень добычи нефти должен достигнуть 304,8 млн т, объемы бурения при этом предусмотрены в объеме 12,2 млн м. К 2020 году уровень добычи нефти снижается до 201,7 млн т, а объемы бурения – до 7,1 млн м.
Инновационный вариант предусматривает для стабилизации и поддержания уровня добычи нефти ввод с 2015 г. в разработку запасов нераспределенного фонда, в том числе запасы 10 раунда лицензирования недр. Стабилизация добычи предусматривается на уровне 250 млн т, для чего объемы эксплуатационного бурения должны быть увеличены до 13,5 млн м в 2017 г. со снижением до 12,2 млн м до 2020 г.
Для сохранения и прироста объемов производства нефти в ХМАО –Югре необходимо:
– наращивание объемов геологоразведочных работ с целью прироста разведанных запасов, превышающих добычу нефти;
– увеличение до проектных показателей объемов эксплуатационного бурения для ввода разведанных запасов в разработку;
– рациональное использование пробуренных скважин, соблюдение оптимальной плотности  сетки и проектных систем разработки;
– обеспечение разумного баланса отбора жидкости и закачки воды, исключающего чрезмерное обводнение продуктивных пластов;
– увеличение объемов применения современных эффективных технологий интенсификации притока и повышения нефтеотдачи с высокой степенью охвата фонда скважин этими методами;
– совершенствование законодательно-нормативной базы в направлении повышения эффективности использования запасов углеводородов.