WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

В Ханты-Мансийском автономном округе-Югре основная часть лицензионных участков с подготовленными и разрабатываемыми месторождениями и готовой инфраструктурой получена нефтяными компаниями на бесконкурсной основе, только 32% лицензионных участков получено в результате проведения тендеров.

Рассмотрен вопрос взаимодействия недропользователей с коренным населением родовых угодий на лицензионных участках.

Необходимо отметить, что высокие технологии и бережное отношение к землям родовых угодий способствуют гармоничным отношениям двух субъектов.

Опыт освоения Тянского л.у. ОАО «Сургутнефтегаз» рекомендован для внедрения в работу других компаний.

Глава 3. Анализ деятельности недропользователей на приобретенных лицензионных участках Предварительно для анализа освоения лицензионных участков компаниями сделана выборка как лицензионных участков, так и недропользователей. Из всех компаний, получивших лицензионные участки на территории Среднеобской НГО, выбраны три вертикально интегрированные нефтяные компании: ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «ЮКОС».

При выборе объектов учитывали время промышленного освоения лицензионных участков не менее 5 лет. Количество их не менее 20.

В результате у каждой компании выбрали для анализа 22 л.у.

Всего по Среднеобской НГО анализировалось 66 л.у.

В Среднеобской НГО месторождения были открыты в 60-80 годах, основная часть введена в разработку до начала лицензирования недр. В настоящее время более 50% месторождений находится на стадии падающей добычи.

Все компании снижали добычу нефти в период до 1996-1997 годов. С 1997 по 1999 годы произошло некоторое увеличение добычи. Анализ освоения лицензионных участков компаниями выявил отступление от проектных уровней основных показателей разработки. Анализировались следующие показатели разработки: добыча нефти, закачка воды, обводненность продукции, действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин. Всего параметров наиболее важных для разработки.

Более половины рассматриваемых месторождений являются высокообводненными (80-90%). У всех компаний выделяется группа месторождений с резко растущей обводненностью – (на 30-40%) за годы лицензирования. С 1999г. рост обводненности на многих месторождениях уменьшился. При анализе динамики обводненности продукции у анализируемых компаний выявлены четыре основные группы месторождений с:

1. Высокой обводненностью на начало лицензирования 75-95% (20 л.у.) 2. Низкой обводненностью на начало лицензирования 5-25% (10 л.у.) 3. Резким увеличением обводненности за первые 2-3 года лицензирования, с последующей стабилизацией или небольшим снижением обводненности (л.у.) 4. Не имеющих стабильного уровня обводненности продукции, находящегося в пределах ±5-15% (13 л.у.) На ряде участков отмечается высокий процент бездействующего фонда скважин из-за нерентабельности и высокой обводненности.

На большинстве лицензионных участков происходит отставание действующего фонда нагнетательных скважин от проектного, что приведёт в итоге к неравномерному продвижению фронта воды, к разубоживанию залежей и потере извлекаемых запасов нефти в недрах, резкому снижению эффективности освоения лицензионных участков (л.у.).

На (рис. 1, 2) для примера приведены показатели разработки Киняминского л.у.

Киняминский ЛУ Киняминский ЛУ (%) Скв.(шт.) Q зак.

Q доб., Тыс м3 180 30, Тыс. тонн 900,0 25,800,700,120 20,600,15,500,400,60 10,300,200,5,100,0 0,0,0 Годы 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Годы Действующий фонд добывающих скважин Добыча нефти годовая Действующий фонд добывающих скв. проектный Действующий фонд нагнетательных скважин Добыча нефти годовая проектная Действующий фонд нагнетат. скв. проектный Закачка воды годовая Обводненность продукции Закачка воды годовая проектная Обводненность продукции проектная Рис.1.Показатели разработки по уровням Рис.2.Показатели разработки по добычи нефти, закачки воды действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин Закачка воды превышает проектный уровень в 1,5 – 2,0 раза, что недопустимо, т.к. это приводит к резкому обводнению продукции за более короткий срок, снижает эффективность разработки и оставляет значительные запасы нефти в недрах, уменьшая коэффициент нефтеотдачи. Это отрицательный опыт освоения лицензионных участков.

Отмечено на ряде участков отставание от проектного уровня закачки воды, при этом обводненность незначительно отклоняется от проектных показателей. Как показывает опыт по другим регионам, несоблюдение проектных показателей разработки резко снижает эффективность освоения месторождения.

Анализ освоения и выполнения проектных показателей сделан для каждого лицензионного участка и в целом по всем участкам компаний.

Все компании продолжают промышленную разработку, разбуривают как новые, так и старые, давно введенные в эксплуатацию, месторождения.

Глава 4. Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации (МУН) Особенностью настоящего этапа разработки нефтяных месторождений Среднеобской НГО является ухудшение структуры запасов. Вводятся в разработку залежи с низкопроницаемыми коллекторами и сложным геологическим строением (пласт Ю2, ачимовская толща).

Широкое внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации позволяет на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, не только снижать темпы падения добычи, но и стабилизировать и даже увеличивать добычу нефти. В настоящее время для компаний это значительный резерв по увеличению добычи и полноты извлечения нефти из разрабатываемых объектов.

В 2001г. из 103914 тыс.т нефти, добытой компаниями: ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», НК «ЮКОС» в Среднеобской НГО, 16407 тыс.т, или 16% от всей добычи, получено благодаря современным МУН, а в 2002г. из 109189 тыс.т нефти за счет МУН добыто 13% от всей добычи в рассматриваемом районе (рис.4).

Широко применяются в Среднеобской НГО гидродинамические и физико-химические методы, обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта (ГРП).

Самыми эффективными из МУН в 2001-2002гг. были: зарезка двух стволов (4,89-5,29 тыс.т/опер.), бурение горизонтальных скважин (4,32-7, тыс. т/опер.), ГРП (3,05 тыс. т/опер.). Первые два проводятся в ограниченных количествах, но они высокоэффективны для трудноизвлекаемых запасов средней юры и берриас-валанжина.

Наибольшее количество методов увеличения нефтеотдачи выполнено в ОАО «Сургутнефтегаз»: в 2001г. - 17041 скв.-опер., а в 2002г. – 9754 скв.-опер., в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2001г. - 5807 скв.-опер,. а в 2002г. – 4767 скв.-опер., в ОАО «НК ЮКОС»» выполнено в 2001г. - 3877 скв.-опер., в 2002г. – 1487 скв.-опер. Наблюдается тенденция к уменьшению проведения геолого-технических мероприятий, но делается упор на увеличение эффективности применяемых методов.

Дополнительная добыча нефти по Эффективность методов увеличения тыс.т.

тыс.т./опер.

компаниям в 2001 и 2002 годах нефтеотдачи в 2001 и 2002 годах 3,2,2,2,1,1,0,98 0,1,00 0,81 0,61 4732 0,60 0,0,0,ЮКОС ЛукОЙЛ СНГ Итого ЮКО С ЛукО ЙЛ СНГ Итого Рис. 3 Рис. В 2002г. произошло падение дополнительно добытой нефти в сравнении с 2001г. на 2306 тыс.т, по НК «ЮКОС» на 3095 тыс.т нефти. По ОАО «Сургутнефтегаз» произошло увеличение объема дополнительно добытой нефти на 14%. Уровни дополнительно добытой нефти по ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» практически не изменились (рис. 4). На месторождениях гигантах (Федоровское, Мамонтовское) активно проводятся методы увеличения нефтеотдачи.

Тыс.т./опер. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи применяемых ООО"ЛукОЙЛ Западная Сибирь" в 2001 и 2002 годах 6,5,4,5,4,2,933,3,2,2,1,0,67 0,640,68 0,450,42 0,1,0,Виды работ Рис. 5 Рис. В ОАО «Сургутнефтегаз» произошло увеличение объема дополнительно добытой нефти на 14%. Анализ выявил, что в ОАО «Сургутнефтегаз» за счет увеличения высокоэффективных методов в 2002 г. средняя эффективность выросла в целом в 2 раза (рис. 3,5 ).

Компании в 2002 году сделали упор на увеличение применения более высокоэффективных методов по воздействию на пласт (рис.3).

Рекомендации: оптимизировать комплекс МУН для объектов с разным литологическим строением и коллекторскими свойствами.

Глава 5. Динамика запасов нефти и подсчетных параметров за время недропользования у нефтяных компаний В начале лицензирования (01.01.1994г.) в Среднеобской НГО обеспеченность добычи по запасам нефти составляла: ОАО «Сургутнефтегаз»- 47 лет, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - 42 года и НК «ЮКОС» - 26 лет.

После почти десятилетнего периода недропользования обеспеченность запасами изменилась: НК «ЮКОС» - 28 лет, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - 24 года, ОАО «Сургутнефтегаз» - 21 год.

В ОАО «Сургутнефтегаз» запасы промышленных категорий А и В достигают 50%. Доля запасов категории С1 уменьшается за счет перевода запасов в категорию В. Запасы категории С2 увеличиваются за счет проведения геологоразведочных работ.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» запасы промышленных категорий А и В составляют 50%, увеличивается промышленное освоение.

В НК «ЮКОС» в промышленном освоении - 60% запасов и небольшие запасы категории С2, что связано с незначительным объемом проведения ГРР.

скв.

( ОПЗ ) Прочие ГТМ ( ГРП ) методы Обработка Горизонтальные призабойной зоны Зарезка 2х стволов физико химические Гидроразрыв пласта Гидродинамические, Необходимо отметить, что в 1998-1999гг. наблюдался активный перевод запасов из одной категории в другую, более высокую.

В Среднеобской НГО Нижневартовском и Сургутском НГР было проанализировано 676 объектов разработки по крупнейшим компаниям: ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», НК «ЮКОС». На долю ОАО «Сургутнефтегаз» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» приходится практически одинаковое количество объектов разработки 277 и 287, соответственно, 41 и 43%, лишь 16% (110 объектов разработки) составляет доля НК «ЮКОС». В НК «ЮКОС» практически все объекты - 106 (96%) находятся на месторождениях, разрабатывающихся более 5 лет. Такие объекты (объекта) в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» составляют 84%, а в ОАО«Сургутнефтегаз» лишь 69%, (199 объекта). Больше всех объектов введено в разработку за годы лицензирования ОАО «Сургутнефтегаз».

Анализ показывает, что 540 объектов (80%) находятся на месторождениях, разрабатываемых более 5 лет. Лишь 9% составляют объекты месторождений, срок разработки которых менее 5 лет. Основная часть ресурсной базы – это месторождения, выявленные и подготовленные еще до введения в действие механизма лицензирования.

При анализе динамики запасов были рассмотрены наиболее информативные подсчетные параметры, а именно: коэффициент нефтеизвлечения, площади нефтеносности, эффективные нефтенасыщенные толщины и открытая пористость.

Значительный прирост запасов отмечается в пределах существенно выработанных месторождений: Федоровского, за счет проведения геологоразведочных работ, позволивших значительно увеличить площади нефтеносности и эффективные нефтенасыщенные толщины залежей в пластах ачимовской толщи и АС4; Мамонтовского, за счет проведения геологоразведочных работ, позволивших увеличить площади нефтеносности пластов АС4, АС5-6, БС8, БС11 и их эффективные толщины.

Коэффициент нефтеизвлечения У компании ОАО «Сургутнефтегаз» увеличилось количество объектов, имеющих небольшие (0,1 - 0,2) и малые (0 - 0,1) значения коэффициента нефтеизвлечения на 5 и 21%, соответственно, но уменьшилось количество объектов, имеющих средние (0,3 - 0,4) и выше среднего (0,4-0,5) значения коэффициента нефтеизвлечения на 15 и 9%, соответственно.

У компании ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» снизилось среднее значение КИН (рис.8) за анализируемый период в связи с увеличением количества объектов, имеющих небольшие (0,1 - 0,2) и малые (0 - 0,1) значения коэффициента нефтеизвлечения на 16 и 4%, соответственно. Уменьшилось количество объектов, имеющих средние (0,2-0,3), (0,3-0,4) и выше среднего (0,4-0,5) значения КИН на 11; 4 и 1,5%, соответственно.

Распределение коэффициента нефтеизвлечения Распределение коэффициента нефтеизвлечения по по пластам разработки ОАО НК "Юкос" пластам разработки ООО "ЛукОЙЛ - Западная 40% 60% Сибирь" 34,18% 52,63% 35% 1993 год 50% 30,38% 29,08% К 30% 2002 год О 40% Л 25% 36,84% - 34,72% 23,47%26,02% в 30% 20% о 15,82% 16,67% 15% п 13,92% 20% 18,06% л 14,29% 15,28% 10% 13,89% а с 10% 5,10% 4,43% т 5% 5,26% 1,39% о 0,00% 5,26% 0,00%0,00% 2,04% 1,27% 0,00% 0% 0,00% 0,00% в 0% (%) 0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.0.6-0.0.6-0.Рис. Рис.У компании ОАО «НК ЮКОС» (рис. 7) сократилось количество пластов, имеющих очень малые значения коэффициента нефтеизвлечения (0,1 - 0,2) – 15%, среднее (0,2-0,3) – на 10%. Произошло сокращение количества пластов, имеющих большие значения коэффициента нефтеизвлечения (0,5-0,6) – на 8%, увеличилось количество пластов с коэффициентом нефтеизвлечения (0,3 - 0,4) – на 20%.

Эффективные нефтенасыщенные толщи (hэ.н.) В компании ОАО «Сургутнефтегаз» средние значения hэ.н увеличились с 3-5 до 5-7м (~59%). Такое изменение hэ.н произошло в результате снижения на треть (c 75 до 48%) количества пластов с толщиной 0-5м и практически двукратного увеличения (с 23 до 42%) количества пластов с hэ.н 5-10м.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» средние значения hэ.н увеличились с 4 до 5м (~25%). Такое изменение средних эффективных толщин произошло в результате снижения на 11% количества пластов с толщиной 0-5м и практического увеличения на 6% количества пластов с эффективными толщинами 5-10 и 10-15м.

В компании ОАО «НК ЮКОС» средние значения hэ.н увеличились с 5 до 6 м (~20%). Снизилось на 11% количество пластов с толщиной 0-5 м.

Увеличилось количество пластов с hэ.н 5-10 м, 10-15 м и 15-20 м.

Выявлена закономерность увеличения среднего значения hэ.н. Изменение связано с исключением из разработки пластов с hэ.н до 5 м, что приводит к потере запасов, отрицательно сказывается на эффективности освоения запасов.

Пласт малой мощности требует дополнительных инвестиций при разработке.

Площадь нефтеносности продуктивных объектов В ОАО «Сургутнефтегаз» наблюдается тенденция изменения средней величины площади нефтеносности пластов объектов разработки. Средняя величина площади залежей снизилась с 90 млн. м2 до 70 млн. м2.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на 2% снизилось количество залежей с площадью нефтеносности больше 125-150 млн.м2 (крупные объекты), которые выводятся из разработки. Вместе с тем количество залежей с площадью нефтеносности 0-25 млн. м2 увеличилось на 4%.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»