Условия района проведения геологических работ. Проектирование разработки месторождения. Состояние запасов. Геологический разрез Алехинского месторождения. Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов. Текущее состояние разработки пласта АС9.
В настоящее время разработка ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СУРГУТНИПИНЕФТЬ в 1994 году в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года, производственным структурным подразделением НГДУ “Нижнесортымскнефть” ОАО “Сургутнефть”. Пласты АС9, АС10 Алехинской площади были введены в разработку в 1985 году на основании “Технологической схемы разработки Алехинского месторождения”, выполненной СИБНИИНП в 1981 году и утвержденной ЦКР МНП СССР в 1982 году. В связи с открытием новых залежей нефти, в 1986 году институтом СУРГУТНИПИНЕФТЬ был выполнен “Проект пробной эксплуатации залежей нефти пластов АС11 и АС12 Алехинского месторождения”, утвержденный техсоветом ПО ”Сургутнефтегаз”, и “Проект пробной эксплуатации Северо-Алехинского месторождения” (для пластов АС9 и АС10), утвержденный техсоветом Главтюменнефтегаза. Также в 1986 году СИБНИИНП была составлена “Дополнительная записка к технологической схеме разработки Алехинского месторождения” для пластов АС9 и АС10, основанная на запасах, утвержденных ГКЗ СССР в 1984 году. Отложения юрской системы залегают несогласно на породах коры выветривания и в пределах изучаемой территории представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним, которые объединены в горелую, тюменскую, абалакскую, баженовскую свиты.Отложения апт-альб-сеноманского, неокомского, юрского комплексов слагают нижний этаж, который характеризуется затрудненным, местами почти застойным режимом. Гидрогеологические исследования на Алехинском месторождении проведены в 2 скважинах, в которых было опробовано 35 объектов. В литологическом отношении комплекс представлен: песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники характеризуются низкими коллекторскими свойствами: открытая пористость составляет 15-17%, проницаемость 1-10*10-15м2, что обуславливает слабые притоки пластовых вод порядка 16 м3/сут. Перекрывается водоносный комплекс мощной глинистой толщей пород георгиевской, баженовской свит и подачимовской пачкой сортымской свиты, мощностью до 130 м.Для изучения особенностей геологического строения пласта АС9 Алехинского месторождения были рассмотрены следующие характеристики: общая мощность МО, мощность песчаников МР, мощность песчаников нефтенасыщенная MPN, коэффициенты песчанистости КР, средние коэффициенты пористости POR, средний коэффициент пористости PRON, абсолютные отметки кровли АОК, а также текущая добыча по нефти QN, жидкости QG, пластовое давление PPL и текущая обводненность В. Максимальная общая мощность вскрыта скважиной 550 и составляет 28 м, минимальная скважиной 558 - 1 м, среднее значение 11,6 м. Максимальное значение эффективной толщины, вскрыто скважинами 531 и 550 в северо-восточной части изучаемой площади, и составляет 18 м., среднее значение равно 8,2 м, при стандартном отклонении 3,65 м. Наиболее интенсивные локальные изменения происходят в восточной части рассматриваемой площади, от скважины 519 по направлению к скважинам 506 и 597, где наблюдается перепад значений коэффициента пористости от максимума до минимума. Максимальное значение текущего отбора нефти составляет 92,55 м3/сут в скважине 531 и 80,66 м3/сут в скважине 153 (эти скважины расположены в сводовых участках залежи), минимальное - 0,33 м3/сут в скважине 154.Необходимо обратить внимание на то обстоятельство, что при практических обоснованиях по месторождениям КИН последние, как правило, определяются сначала по отдельным самостоятельным объектам разработки, выделяемым на месторождениях, а затем уже - по месторождениям в целом. Очевидно, что по этим объектам при положительных значениях ТДПН могут быть достигнуты практически технологические КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. Таким образом, получается, что при обычно практикуемом подходе к технико-экономическому обоснованию КИН возникающие резервные возможности по объектам с высокими геолого-промысловыми характеристиками не учитываются в расчетах в целях увеличения КИН по объектам с более низкими характеристиками, в связи с чем занижаются также и расчетные значения КИН по месторождениям в целом. Например, один из вариантов совершенствования методики может заключаться в погашении по годам появляющихся по отдельным объектам отрицательных значений ТДПН за счет других объектов, характеризующихся положительными значениями ТДПН в те же периоды разработки месторождения. Тем самым достигается увеличение КИН по объектам с более низкими расчетными технико-экономическими показателями разработки и по месторождению в целом (при неизменности их по лучшим объектам).Анализируя построенные карты, можно на качественном уровне говорить об увеличении значений всех геологических параметров (мощностей песчаников, общей, нефтенасыщенных песчаников, коэффициентов пористости, песчанистости и проницаемости) от периферии к сводовым участкам пласта АС9. Это, по моему мнению, можно объяснить условиями образования пласта в континентальных обстановках (озерных, русловых, пойменных), а также
Введение
Настоящий проект, согласно геологическому заданию, предусматривает изучение особенностей геологического строения пласта АС9 Алехинского месторождения.
Алехинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 60-ти километрах севернее поселка Лянторский и в 160-ти километрах на северо-запад от города Сургута.
Месторождение находится в промышленной разработке с 1985 года. В настоящее время разработка ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СУРГУТНИПИНЕФТЬ в 1994 году в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года, производственным структурным подразделением НГДУ “Нижнесортымскнефть” ОАО “Сургутнефть”. В настоящее время месторождение находится на завершающей четвертой стадии разработки.
Пласт АС9 разрабатывается с 1985 года и является сложным по строению, а также характеризуется высокой текущей обводненностью, что оказывает большое влияние на процесс разработки.
Проектный фонд скважин полностью разбурен. В связи с этим накоплено большое количество геологической информации по строению пласта АС9 на рассматриваемой площади. Но обобщением ее никем не проводилось.
1.Геологическая часть
1.1 Физико-географические и экономические условия района работ
Алехинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 60-ти километрах севернее поселка Лянторский и в 160-ти километрах на северо-запад от города Сургута (рис. 1). В орогидрографическом отношении район представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 45 метров на юге до 125 метров на Алехинском поднятии. Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой Пим с ее многочисленными притоками: Ай-Пим, Тутлим-Яун, Катун-Тур. Речки типично равнинные.
На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Озера являются составной частью болотных массивов. Они характеризуются небольшой глубиной до 0,6-1,2 метра. Дно озер илистое. На территории месторождения протекает, соединяющая ряд озер, река Кырыхлорьявин, глубиной 1 метр. Наиболее крупные озера: Кирим-Тор, Сыктым-Тор, Монтер-Тор и другие. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4 метров. Озера и речки покрываются льдом в конце октября - начале ноября. В конце ноября лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается во второй половине мая. Судоходна на рассматриваемой территории лишь река Пим, протекающая в восточной ее части. Примерно 80% территории покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Основные запасы пресной воды связаны с осадками олигоцен-четвертичного возраста. Основные запасы минерализованной воды, пригодной для технических нужд, заключены в осадках апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, объединяемого в покурскую свиту.
Лесные массивы преимущественно хвойных пород (сосна, кедр, ель), в лиственных преобладает береза. Расположены они вдоль рек и на водоразделах участками среди обширных болот.
Климат района резко-континентальный. Зима продолжительная, суровая, снежная, с метелями и заносами. Лето короткое и сравнительно теплое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -220С, в отдельные дни температура понижается до -50 -550С. Глубина промерзания грунта составляет 1,0 - 1,5 метра, на болотах 0,15 - 0,20 метра. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1 метра, в понижениях рельефа 1,5 - 2 метра. Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца 170С, максимальное ее значение 300С, 350С. Среднегодовая температура отрицательная и равняется -3,10С. Количество атмосферных осадков в год составляет 480 - 520 мм. Основная масса осадков (390 мм) выпадает в теплый период (май-сентябрь). Ветры в течение года преимущественно западные и юго-западные, летом преобладают северные. Средняя скорость ветра 3-4 м/сек. Наиболее сильные ветры характерны для зимы, скорость их достигает 15 м/сек. В холодный период преобладают ветры северо-восточного и северо-западного направлений.
Наиболее крупный населенный пункт - город Сургут - центр нефтедобычи Среднего Приобья, численность населения в нем составляет свыше 270 тыс. человек.
Введена в действие мощная Сургутская ГРЭС-1, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Западного Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. Ведется строительство Сургутской ГРЭС-2.
Коренное население - русские, ханты, манси. Основными отраслями хозяйства коренного населения являются лесозаготовки, рыболовство, охота, животноводство и переработка рыбы.
В настоящее время имеется большая протяженность дорог с бетонным покрытием, соединяющая населенные пункты и месторождения. Проложена железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут, протяженностью 900км и Сургут-Уренгой, протяженностью 650 км.
Райцентр Сургут связан авиалиниями со многими городами Тюменской области (Тюмень, Ханты-Мансийск, Нижневартовск, Тарко-Сале и др.), а также с городами Москва, Сочи, Свердловск, Казань, Новосибирск, Омск и др.
Действующий нефтепровод Усть-Бадык-Омск протяженностью 1100 км проходит в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения, находящегося в непосредственной близости от Алехинского.
1.2 Краткий обзор предыдущих исследований и история проектирования разработки месторождения
Изучение Западно-Сибирской низменности, в части оценки перспектив нефтегазоносности, началось исследователями В.Г. Васильевым (1937-1946г.г.), Н.П. Тупаевым (1941г.), Н.А. Кудрявцевым (1948г.).
Региональные геолого-геофизические исследования в районе работ проводились с 1949 года.
Геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000 (ВСЕГЕИ, ЗСГУ, 1949-1954г.г. Ф.А. Алавдин, С.В. Шицкий), по результатам которой составлена государственная геологическая карта масштаба 1:1000000, изучены литология и стратиграфия антропогенных отложений, освещены основные черты геоморфологии.
Аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000 (Сибнефтегеофизика, 1955г., Васильковский Ю.А.), 1:20000 (Главтюменьгеология, НГУ, 1975-1978г.г., В.А Княжевский., В.И. Поводагор), результаты которых использованы для тектонического районирования отложений фундамента и осадочного чехла.
Гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000 (Главтюменьгеология, ТГУ, ЯНКГРЭ, 1964г., А.З. Лакс), по результатам которой выделены крупные тектонические элементы фундамента и осадочного чехла.
В 1960-1970г.г. Ханты-Мансийским геофизическим трестом проводились рекогносцировочные и детальные работы МОВ, КМПВ масштабов 1:100000, 1:200000, направленных на поиски локальных структур, являющихся в перспективе ловушками углеводородов.
Основными предпосылками для проведения поисковых и разведочных работ на Алехинской площади послужили результаты проведенных в 1967 году сейсморазведочных работ, в результате которых была выявлена и оконтурена Алехинская структура. Основой для заложения поисково-разведочных скважин служили карты по отражающим горизонтам “Б” (кровля баженовской свиты) и “Д19”.
Поисково-разведочное бурение было начато Сургутской экспедицией в 1971 году. Бурение осуществлялось с целью изучения нефтегазоносности нижнемеловых отложений и коллекторских свойств пластов группы АС и БС.
Первая поисковая скважина №56 была пробурена в апреле 1971 года в юго-западной части структуры на пласт БС8. Однако в разрезе данной скважины продуктивным оказался только пласт АС9, при его испытании в интервале 2180-2187 м получен фонтанный приток нефти с водой дебитом нефти 31,25 м3/сутки, воды 16,8 м3/сутки, на 8мм штуцере. Данная пробуренная скважина является первооткрывательницей нового месторождения, названного Алехинским. Дальнейшее поисково-разведочное бурение на площади в течение 1971 года (скважины №57, 58, 59) показало, что продуктивными на площади являются пласты АС9, АС10.
Пласты АС9, АС10 Алехинской площади были введены в разработку в 1985 году на основании “Технологической схемы разработки Алехинского месторождения”, выполненной СИБНИИНП в 1981 году и утвержденной ЦКР МНП СССР в 1982 году.
В 1985 году также были выявлены залежи нефти пластов АС9, АС10 на Северо-Алехинской площади, запасы которых поставлены на баланс Мингео СССР как самостоятельное месторождение.
С целью оконтуривания залежей, изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, изучения перспектив нефтегазоносности отложений нижнего мела, юры, палеозоя Ершовским УБР пробурены разведочные скважины №3050 (забой на глубине 2200 м), и №3051 (забой на глубине 3200 м) Нефтегазоносность в отложениях палеозоя и юры не была установлена.
Проведенные в дальнейшем сейсморазведочные работы выявили перспективные зоны нефтегазоносности на Северо-Алехинской площади.
В 1986 году в результате эксплуатационного разбуривания в пределах Алехинской площади была установлена нефтеносность пластов АС11 и АС12.
В связи с открытием новых залежей нефти, в 1986 году институтом СУРГУТНИПИНЕФТЬ был выполнен “Проект пробной эксплуатации залежей нефти пластов АС11 и АС12 Алехинского месторождения”, утвержденный техсоветом ПО ”Сургутнефтегаз”, и “Проект пробной эксплуатации Северо-Алехинского месторождения” (для пластов АС9 и АС10), утвержденный техсоветом Главтюменнефтегаза. Оба документа базировались на оперативной оценке запасов нефти, проведенной авторами.
Также в 1986 году СИБНИИНП была составлена “Дополнительная записка к технологической схеме разработки Алехинского месторождения” для пластов АС9 и АС10, основанная на запасах, утвержденных ГКЗ СССР в 1984 году.
В результате дальнейшего бурения проектных скважин эксплутационного фонда и проведения разведочных работ было установлено, что Алехинская и Северо-Алехинская площади имеют единый контур нефтеносности по залежи пласта АС9 и с 1987 года обе площади были объединены в единое месторождение, названное Алехинским.
В 1988 году пласты АС9, АС10 Северо-Алехинской площади введены в разработку на основании вышеуказанного проекта пробной эксплуатации. В результате разбуривания площади были обнаружены залежи нефти в пластах АС11 и АС12.
В 1989 году институт СУРГУТНИПИНЕФТЬ составил технологическую схему разработки для Алехинского месторождения в целом. Технологическая схема базировалась на запасах нефти подсчитанных СУРГУТНИПИНЕФТЬ по Северо-Алехинской площади и темпартией ПО “Сургутнефтегаз” - по Алехинской площади.
К 1993 году проектный фонд скважин был практически разбурен. В результате эксплуатационного бурения и проведения доразведочных работ всего в разрезе месторождения было выделено 5 нефтенасыщенных пластов: АС9, АС10, АС111, АС112, АС12.
В настоящее время разработка месторождения ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СУРГУТНИПИНЕФТЬ в 1994 году в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года.
1.3 Состояние запасов
Подсчет запасов нефти и газа Алехинского месторождения, представление и утверждение их ГКЗ осуществлялось дважды.
Первый подсчет запасов нефти и газа в залежах пластов АС9 и АС10 Алехинской площади был выполнен в 1984 году по результатам бурения трех поисковых скважин №56, 57, 58 и одной разведочной скважины №59р, Главтюменьгеологией. Запасы нефти были утверждены в ГКЗ СССР в объеме 18.2 млн.т. по категории С1.
В процессе последующего бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин были выявлены залежи в пластах АС111, АС112, АС12. Контуры отдельных залежей значительно расширились за счет выявления нефтегазоносности в пределах территории Северо-Алехинской площади.
За период, прошедший после утверждения запасов в ГКЗ СССР в 1984 году, на месторождении проведен большой объем исследовательских работ по изучению и уточнению коллекторских свойств продуктивных пластов и пластовых флюидов. Полученные новые данные позволили выполнить второй подсчет запасов нефти и газа с представлением результатов подсчета в ГКЗ РФ в 1993 году. Подсчет был выполнен СУРГУТНИПИНЕФТЬ. Запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ РФ в июне 1993 года. Пласты АС111, АС112, АС12 были выделены в один объект разработки.
Начальные и извлекаемые запасы нефти были пересчитаны и утверждены по пластам в следующих объемах: (таблица 1.1): Таблица 1.1 Состояние запасов нефти Алехинского месторождения
Геологический разрез Алехинского месторождения представлен породами структурных комплексов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, который перекрывает образования палеозойского основания (прил. 1.)
Литолого-стратиграфическое описание разреза приведено в соответствие с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятыми 5-м Тюменским межведомственным стратиграфическим региональным совещанием 18 мая 1990 г. и Межведомственным стратиграфическим комитетом (МСК) СССР 30 мая 1991 года. палеозойская группа - pz
Породы палеозойского фундамента пермско-триасового возраста представлены по данным скважины №3052 брекчией серой, светло-серой, плотной, с редкими прожилками кальцита, отмечаются включения биотита, к низу слоя появляются включения кальцита и хлорита. Вскрытая мощность пород фундамента составляет 140 м. Глубина залегания - 3050 м.
КОРА ВЫВЕТРИВАНИЯ
На породах складчатого фундамента залегает кора выветривания, которая в пределах Сургутского свода имеет широкое площадное распространение. Она представлена выветрелыми каолинизированными светлыми горными породами, трещиноватыми, часто с включениями глинистых конгломератов. Мощность коры выветривания от 10 до 30 м. мезозойская группа - mz юрская система - j
Отложения юрской системы залегают несогласно на породах коры выветривания и в пределах изучаемой территории представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним, которые объединены в горелую, тюменскую, абалакскую, баженовскую свиты. В сейсмическом разрезе юрским отложениям соответствует толща пород, заключенная между отражающими горизонтами “А” (подошва юрских отложений) и “Б” (кровля баженовской свиты), мощность которой достигает 400 метров. нижний отдел - j1
Горелая свита
Породы горелой свиты залегают с угловым несогласием на породах фундамента. Данная свита сложена преимущественно аргиллитами темно - серыми, с прослоями песчаников и алевролитов.
Возраст отложений горелой свиты датируется плинсбах-тоаром. Мощность горелой свиты колеблется около 65 м.
К кровле свиты приурочен отражающий горизонт - Т3. средний отдел - j2
Тюменская свита
Тюменская свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. На соседних месторождениях в разрезе тюменской свиты выделяется до 6 аллювиальных толщ, залегающих с размывом на подстилающих отложениях. Данные толщи, в нижних частях, сложены преимущественно алевролито-песчанистыми отложениями руслового генезиса, которые перекрываются глинами пойм. Русловые образования аллювия слагают пласты ЮС3 - ЮС8.
В верхней части тюменской свиты находится горизонт ЮС2, который сложен переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками. Эти отложения характеризуются признаками как континентального (углефицированные корни растений, прослои и линзы углей), так и морского генезиса и содержат микрофауну фораминифер.
Возраст тюменской свиты датируется аален-байос-батом. Мощность тюменской свиты 200-260 м. верхний отдел - j3
В объеме отдела выделяются: абалакская и баженовская свиты.
Абалакская свита (васюганская)
Абалакская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Свита представлена аргиллитами темно-серыми, преимущественно однородными, с включениями пирита и глинисто-карбонатных конкреций; в кровельной части свиты отмечаются включения глауконита.
Возраст свиты датируется келловей-оксфорд-кимериджским. Мощность абалакской свиты колеблется в пределах 30-35 м.
Баженовская свита (георгиевская)
Баженовская свита представлена аргиллитами черными с буроватым оттенком, однородными, слабоалевритистыми, плитчатыми и массивными, с плоским и раковистым изломом, иногда с повышенным содержанием кремнистого или карбонатного битуминозного материала. Встречаются включения пирита. В аргиллитах отмечается изобилие углефицированных рыбных остатков, раковин пелеципод.
К кровле баженовской свиты приурочен ОГ - “Б”. Возраст пород, слагающих баженовскую свиту - титонский.
Мощность свиты изменяется от 25 до 35 м. меловая система - к
Система представлена двумя отделами: нижним и верхним. В сейсмическом разрезе меловым отложениям соответствует толща, заключенная между отражающими горизонтами “Б” и “С”.
Мощность 2000 - 2150 м. нижний отдел - к1
В объеме отдела выделяются: сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты.
Сортымская свита (мегионская)
Свита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми и серыми, с редкими прослоями алевролитов серых, часто известковистых и песчаников глинистых. В нижней части свиты выделяется песчано- алевритовая ачимовская пачка, которая сложена песчаниками серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, с прослоями темно-серых глин. В пределах ачимовской толщи выделяется одно или два песчано-алевролитовых тела (Ач1 и Ач2), которые залегают кулисообразно относительно друг друга с наклоном в западном, северо-западном направлении.
Возраст сортымской свиты - берриас - валанжин. Мощность свиты 400 - 470 м.
Усть-балыкская свита (вартовская)
Данная свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Усть-балыкская свита объединяет комплекс пород от подошвы горизонта БС9 до пимской пачки глин включительно и представлена чередованием алеврито-песчаных пластов и глин темно-серых. Пласты песчаников и глинистых пород обычно выдержанны по простиранию и прослеживаются на значительной площади Сургутского НГР. В кровле усть- балыкской свиты находится глинистая пачка - пимская, которая является региональным флюидоупором и выделяется как ОГ- “Нп”.
Возраст свиты - валанжин-готеривский. Мощность свиты 220-230 м.
Сангопайская свита (вартовская)
Сангопайская свита объединяет пласты группы АС, сложенные песчаниками, алевролитами и глинами преимущественно аллювиального генезиса, перекрывающимися глинистыми осадками алымской свиты. Песчаники серые и светло-серые. Алевролиты серые и темно-серые, реже зеленовато-серые. Встречаются прослои глинистых известняков.
Кровля, входящей в состав свиты быстринской пачки глин морского генезиса делит ее на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Возраст свиты датируется готерив-барремский. Мощность свиты порядка 200 м.
Алымская свита
Алымская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В состав верхней подсвиты входит кошайская пачка, являющаяся надежным корреляционным репером в пределах Среднеобской нефтеносной области. К подошве кошайской пачки приурочен опорный горизонт “М”.
Свита сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, в средней части свиты встречаются прослои алевролитов, реже песчаников, а также встречаются маломощные прослойки глинистых известняков.
Возраст свиты датируется аптом. Мощность свиты 120 - 140 м.
Покурская свита
Покурская свита делится на нижнюю и среднюю подсвиты. Нижняя входит в состав нижнего мела, верхняя в состав верхнего мела. Свита представлена преимущественно песками серыми с прослоями глин алевритистых; отмечаются прослои глинистых известняков и сидеритов, с включениями фораминифер.
Возраст свиты апт-альбский. Мощность свиты около 240-280 м. верхний отдел - к2
В объеме отдела выделяются: покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.
Покурская свита
Покурская свита представлена песками серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями алевролитов и глин.
Возраст свиты-сеноманский. Мощность свиты колеблется около 250 м.
Кузнецовская свита
Свита сложена однообразной толщей морских глин темно-серых, плотных, массивных с небольшим содержанием алевритового материала, с тонкой неясновыраженной слоистостью. В породах встречаются остатки раковин пелеципод и фораминифер. Возраст свиты-туронский. Мощность свиты 25-30 м.
Березовская свита
Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена преимущественно опоками, которые иногда переходят в опоковидные глины серые и светло-серые.
Верхняя подсвита представлена глинами опоковидными серыми и темно- серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, встречается глауконит.
Возраст свиты коньяк-сантон-ампанский. Мощность свиты 165 - 180 м.
Ганькинская свита
Свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, неяснослоистыми с мелкораковистым изломом, с включениями пирита, иногда глауконита. Встречаются растительные остатки и чешуйки рыб. Данные отложения завершают разрез меловой системы.
Возраст свиты датируется кампанским-маастрихт-датским. Мощность свиты 50 - 70 м. кайнозойская группа - kz палеогеновая система - Р
Палеогеновая система представлена тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Мощность палеогеновых отложений колеблется в пределах 750 - 800 м.
Талицкая свита делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Свита представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, алевритистыми. В основании свиты среди глин встречаются тонкие линзочки алевролитов, иногда известковистых.
Возраст свиты - палоген. Мощность свиты 95 - 115 м.
Люлинворская свита
В люлинворскую свиту объединены породы нижнего, среднего и верхнего эоцена. Свита подразделена на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.
Нижняя подсвита сложена опоками и опоковидными глинами. Опоки серые и светло-серые, крепкие с раковистым изломом, с примесью алевритового материала.
Средняя подсвита представлена диатомитами и диатомитовыми глинами. Диатомиты светло-серые, пористые, легкие. Диатомитовые глины зеленовато- серые.
Верхняя подсвита представлена глинами серовато-зеленоватыми, алевритистыми, диатомовыми с глауконитом.
Возраст свиты эоцен - нижний олигоцен. Мощность свиты 230 - 240 м.
Тавдинская свита (чеганская)
В состав свиты входят нижняя и верхняя подсвиты. Тавдинская свита представлена глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, неяснослоистыми, иногда с гнездовидно-линзовидными включениями алевролитов. Встречаются тонкие линзочки известняков и сидерита.
Возраст свиты верхний эоцен-нижний олигоцен. Мощность свиты 140 - 180 м.
Атлымская свита
Атлымская свита представлена песками светло-серыми, кварцево- палевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с прослоями алевролитов, глин и бурых углей, а также с включениями обугленных растительных остатков.
Возраст свиты нижний олигоцен. Мощность свиты 80 - 150 м.
Новомихайловская свита
Представлена чередованием глин, алевролитов и песков. Пески серые, светло-серые, тонко- и мелкозернистые, полевошпато-кварцевые, с включением растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчанистые и алевритистые, слоистые. Встречаются прослои углей.
Возраст свиты - средний олигоцен. Мощность свиты 110 - 150 м.
Журавская свита
Журавская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, алевритистыми, с прослояи и линзами алевролитов, с включениями глауконита.
Возраст свиты - верхний олигоцен. Мощность свиты 30-45 м. четвертичная система - q
Четвертичные отложения несогласно залегают на породах верхнего олигоцена. Литологически они представлены суглинками, супесями, песками серыми и желтовато-серыми, мелко- и среднезернистыми с обломками древесины.
Мощность четвертичных отложений 20 - 30 м.
Литолого-стратиграфический разрез Алехинского месторождения преимущественно терригенный. Из разреза выпадают неогеновые отложения. Данный разрез является типичным для Западной Сибири.
В разрезе выделяются следующие отражающие горизонты характерные для районов западной Сибири: А - подошва юрских отложений;
Т3 - кровля горелой свиты;
Т2 - подошва пласта ЮС2;
Б - кровля баженовской свиты;
Нп - низ пимской пачки;
М - подошва алымской свиты.
1.4.2 Тектоника
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, которая является одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется три структурно-тектонических этажа, различающихся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.
Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен он изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.
Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагеосинклинальный этаж в истории развития, соответствует отложениям пермско-триасового возраста.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты.
Сургутский свод и осложняющие его структуры низких порядков относятся к Центральной тектонической области. Характерным признаком ее является преобладание структур с северо-западным и северо-восточным простиранием.
Алехинское месторождение приурочено к Алехинской структуре, расположенной на Камынском куполовидном поднятии Сургутского свода (рис. 2). Структура имеет сложное строение, субширотное простирание.
По отражающему горизонту “Т2 (тюменская свита) Алехинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную тремя поднятиями (рис. 3). Направление простирания складки по длинной оси изменяется от северо-западного до северо-восточного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2950 м составляют 14х3,5 км. Амплитуда 62 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, амплитудой 30 м, с размерами 2,1х0,9 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, субширотного простирания, размеры его составляют 3х1 км. В северо-восточной части структуры вырисовывается антиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, с размерами 2х1 км и 4х3 км.
По отражающему горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) Алехинская структура также представляет брахиантиклинальную складку изометричной формы, вытянутую в северо-восточном направлении и осложненную четырьмя поднятиями (рис. 4). Размеры складки, по последней замкнутой изогипсе -2700 м составляет 16х5 км. Амплитуда складки составляет 60 метров. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, северо-восточного простирания, оконтуренное изогипсой -2675 м, амплитудой 35 м, с размерами 4х1,5 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, субширотного простирания, оконтуренное изогипсой -2675 м, с размерами 5х2 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются брахиантиклинальное и куполовидное поднятия , оконтуренных изогипсой -2675 м, с размерами соответственно 3х1 км и 2х2 км.
По отражающему горизонту “Д” (кровля пласта АС10) Алехинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную четырьмя поднятиями (рис. 5). Направление простирания складки по длинной оси изменяется от широтного до субширотного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2140 м. составляют 18х4 км. Амплитуда 25 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2130 м, амплитудой 15 м, с размерами 3х1,2 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2130 м, широтного простирания. Амплитда его составляет 15 м, размеры по замкнутой изогипсе -2130 м 10х2.5 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются брахиантиклинальное и куполовидное поднятия, оконтуренных изогипсой -2130 м, с размерами соответственно 2,5х1 км и 2х1,5 км.
В целом наблюдается соответствие структурных планов по отражающим горизонтам, с постепенным выполаживанием вверх по разрезу.
1.4.3 Нефтегазоносность
Алехинское месторождение расположено в Сургутскому нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В разрезе месторождения промышленная нефтеносность установлена в пластах АС12, АС112, АС111, АС10 и АС9, расположенных в верхней части сангопайской (вартовской) свиты. По типу строения залежи пластов АС12, АС112, АС111, АС10 и АС9 относятся к пластово-сводовым литологически экранированным с обширными водонефтяными зонами. В литологическом отношении коллекторы продуктивных пластов представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Флюидоупорами являются глины.
Характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения сведены в таблицу 1.2.
Пласт АС12 содержит 18,8% балансовых запасов нефти месторождения. Размер залежи 14,1х2,5 км, площадь 35,25 км2, высота 19 м, глубина залегания пласта 2254м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 4,2 м. Средние проницаемость по ГИС - 0,063 мкм2 , коэффициент песчанистости - 0,62, расчлененности - 2,9. Водонефтяная зона пласта занимает 72,3% площади, ВНК пласта отбивается на отметках -2189-2196 м, погружаясь с юго-запада на северо-восток. Общая толщина пласта 27,7 м, эффективная толщина 4,1 м, пористость 0,22, проницаемость 0,063 мкм2.
В горизонте АС11 выделяются пласты АС111 и АС112, содержащие 5,1% и 11,9% балансовых запасов нефти соответственно.
Залежь пласта АС112 является по существу практически водоплавающей, т.к. нефтяные зоны являются небольшими по площади и связаны с небольшими поднятиями, осложняющими структуру. Глубина залегания в своде находится на отметке 2240 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта АС11 составляет 4,1 м. Средние проницаемость - 0,049 мкм2, пористость 0,22, коэффициент песчанистости - 0,51; расчлененности - 3,1. Водонефтяная зона составляет примерно 97,5%. ВНК отбивается на отметках -2166м.
.
Таблица 1.2. Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения
Параметры Объекты
АС9 АС10 АС111 АС112 АС12
Глубина залегания, м 2189 2200 2230 2240 2254
Тип залежи Пластово-сводовые литологич.экранированные
Тип коллектора Терригенный
Размеры залежи, км 17х2,5 12,1х2,5 9х2,5 14,1х2,5
Средняя общая толщина, м 10,7 24,5 6,7 22,1 27,7
Средняя эффективная толщина, м 7,5 16 3,3 8 7,1
Средняя нефтенаыщенная толщина, м 5,7 6,3 2,2 4,1 4,1
Содержание парафина в нефти, % 3,01 2,35 0,9 1,3 1,8
Гидропроводность, 24,5 26,9 17,6
Газосодержание, м /т Вязкость воды в пластовых условиях, МПА*с Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 54 80 60 60 60
Давление насыщения нефти газом, МПА 9,6 10,7 11 0,43
Вязкость воды в пластовых условиях, МПАС 0,43 0,44 0,43
Плотность воды в пластовых условиях, м3/т 1,02 0,2 1,02
В пласте АС111 открыта одна залежь. Глубина залегания продуктивного пласта 2230 м, размеры залежи 9х2,5 км, площадь 22,5 км2, высота 18 м. В западной части залежи пласт сильно заглинизирован. ВНК принят на абсолютной отметке - 2154 м. Пласт АС111 характеризуется низкими значениями нефтенасыщенных толщин - средняя 2,2 м, проницаемости - 0,033 мкм2, пористости 0,21, песчанистости - 0,34, невысокой степенью расчлененности - 2,1. Водонефтяная зона пласта занимает 40,9% площади.
Пласт АС10 содержит 26,9% балансовых запасов нефти месторождения. Залежь пласта является практически водоплавающей, водонефтяная зона занимает 98,2% общей площади пласта. Залежь характеризуется однородным строением пластового коллектора. Размеры залежи 12,1х2,5 км, площадь 30,25 км2, высота 22 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 6,3 м, проницаемость 0,059 мкм2, пористость 0,22, коэффициент песчанистости 0,64, расчлененности 5,9. ВНК пласта отбивается на отметке -2134м.
Основные запасы нефти приурочены к пласту АС9 - 37,3% от балансовых. Он распространен практически повсеместно, за исключением района скважин №324, 602, 558 т.к. здесь коллектор замещен глинами. Размеры залежи 17х2,5 км, площадь 42,5 км2, высота 27 м. Глубина залегания залежи 2189м. Средняя нефтенасыщенная толщина -5,7 м. Пласт характеризуется более высокими, по сравнению с другими пластами, средними значениями проницаемости по ГИС - 0,077 мкм2 , коэффициент песчанистости - 0,68, меньшей расчлененностью - 2,5, пористость 0,22. Водонефтяная зона пласта занимает 44,6% площади, ВНК пласта отбивается на отметке -2116м.
Характеристика общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов Алехинского месторождения представлена в таблице №1.2. Из нее видно, что пласты АС12 ИАС112 обладают большими общими толщинами, соответственно, 27,7м и 22,1м. Общая толщина пласта АС111 изменяется в пределах от 2,9м до 22,4м при среднем значении 6,7м. Пласт АС10 характеризуется большим значением этого параметра - общая толщина пласта 24,5 м, при ее изменении от 9,2м до 37,4 м. Средняя общая толщина пласта АС9 составляет 10,7м.
Нефтенасыщенные толщины пластов АС12 ИАС112 равны и составляют 4,1 м. Залежи пласта АС111 характерны небольшие нефтенасыщенные толщины - среднее значение 2,2 м. Залежь пласта АС10 характеризуется большими значениями нефтенасыщенных толщин. Так средняя нефтенасыщенная толщина его составляет 6,3 м, а максимальная 18,6 м. Средняя по ПЛАСТУАС9 величина данного параметра составляет 5,7 м.
Из таблицы 1.2. видно, что все продуктивные пласты Алехинского месторождения характеризуются невысокими и примерно одинаковыми значениями проницаемости. Наибольшей проницаемостью обладает пласт АС9 (0,077 мкм2), а наименьшей пласт АС111 (0,033 мкм2).
Нефти пластов группы АС9-12 Алехинского месторождения незначительно отличаются по своим физико-химическим свойствам. Находятся они при условиях средних пластовых давлений (21,6-22,7 МПА), и температур (69-710С). Нефти всех пластов недонасыщены газом, т.к. давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне от 9,6 МПА до 11 МПА. Среди указанных залежей пласт АС10 отличается несколько повышенным газосодержанием 80 м3/т, в то время когда для остальных пластов газосодержание изменяется в пределах 54-60 м3/т. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Нефти сернистые (0,6-1%), смолистые (8,2-10,2%). Нефти пластов АС9, АС10, АС12 парафинистые (1,8-3%), горизонта АС11 малопарафинистые (0,9%). Плотность нефти в стандартных условиях изменяется незначительно от 0,858 г/см3 для пластов АС12 и АС9 до 0,850 г/см3 для пластов АС10 и АС11. Вязкость пластовой нефти изменяется от 1,9 до 3,5 МПА*с.
Водоносный комплекс, связанный с продуктивными пластами, заключен в неокомских породах. Характеристика химического состава вод неокомского комплекса приведена ниже.
Тип воды преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Преобладающими компонентами являются хлор и натрий, содержание которых в данном комплексе соответственно изменяется от 3901 мг/л до 7721 мг/л и от 2530 мг/л до 5180 мг/л. Концентрация кальция вверх по разрезу увеличивается от 79 г/л до 99 г/л. Содержание микрокомпонентов следующее: брома 24,7-52,8 мг/л, йода 3,56-21,8 мг/л. Подземные воды насыщенны растворенным газом метанового состава с содержанием метана до 97,7%, тяжелых углеводородов до 3,63%. Газ соде
Вывод
Таким образом, вредные факторы, которые могут появится в работе оператора ЭВМ, рассмотренное выше могут быть скомпенсированы подходами и рекомендациями, рассмотренными в гл.3.1.1-3.1.3. В частности данными рекомендациями являются: выполнение требований к качеству монитора;
выполнение требований по отношению к эргономичности клавиатуры, рабочего кресла оператора и рабочего стола;
выполнение санитарных правил и норм для работников вычислительных центров;
обеспечение помещения требуемым уровнем освещенности, шума и микроклимата.
Для этого необходимо привести помещение в соответствие с установленными нормами, описанными в разделах 3.1.1 - 3.1.3, обеспечить требуемое качество кондиционирования помещения, снабдить рабочие места дополнительным оборудованием, проводить систематическую проверку помещения на соответствие санитарным нормам.
4. Экономическая часть
О технико-экономических показателях в нефтедобыче
В данной главе рассматриваются применяемые методические подходы к технико-экономическому обоснованию коэффициентов нефтеизвлечения (КИН), разработки месторождений, развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях), предлагаются возможные пути их совершенствования, предлагаются некоторые пути по регламентации деятельности недропользователей.
Необходимо обратить внимание на то обстоятельство, что при практических обоснованиях по месторождениям КИН последние, как правило, определяются сначала по отдельным самостоятельным объектам разработки, выделяемым на месторождениях, а затем уже - по месторождениям в целом. При этом по каждому из выделяемых объектов выполняются полномасштабные вариантные технологические и экономические расчеты их разработки с установлением пределов рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений текущего дисконтированного потока наличности (ТДПН) в отрицательные. По месторождениям в целом КИН оцениваются как средневзвешенные из установленных таким образом значений для отдельных объектов по геологическим запасам нефти в последних.
Такая методика первоначального независимого технико-экономического обоснования КИН по выделяемым объектам разработки и последующего их осреднения для месторождения в целом представляется не вполне оправданной. Например, в числе выделяемых на месторождении самостоятельных объектов разработки имеется несколько значительных по запасам объектов, отличающихся очень хорошими геолого-промысловыми характеристиками, обеспечивающими высокие дебиты скважин, эффективную выработку пластов. Очевидно, что по этим объектам при положительных значениях ТДПН могут быть достигнуты практически технологические КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. В то же время по объектам с худшими геолого-промысловыми характеристиками переход положительных значений ТДПН в отрицательные может наступить гораздо раньше момента достижения и без того более низких для этих объектов технологических КИН.
Таким образом, получается, что при обычно практикуемом подходе к технико-экономическому обоснованию КИН возникающие резервные возможности по объектам с высокими геолого-промысловыми характеристиками не учитываются в расчетах в целях увеличения КИН по объектам с более низкими характеристиками, в связи с чем занижаются также и расчетные значения КИН по месторождениям в целом. Но это лишь общий качественный вывод, и встает вопрос о конкретных вариантах совершенствования применяемой методики на основе использования избыточных положительных объемов ТДПН по лучшим объектам для погашения отрицательных объемов ТДПН по худшим объектам и увеличения по последним расчетных значений КИН.
Например, один из вариантов совершенствования методики может заключаться в погашении по годам появляющихся по отдельным объектам отрицательных значений ТДПН за счет других объектов, характеризующихся положительными значениями ТДПН в те же периоды разработки месторождения. Тем самым достигается увеличение КИН по объектам с более низкими расчетными технико-экономическими показателями разработки и по месторождению в целом (при неизменности их по лучшим объектам). При этом, естественно, не должны превышаться технологические значения КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. Однако остается не совсем ясным вопрос степени использования в указанных целях избыточных объемов ТДПН, которая может быть и не самой высокой в связи с необходимостью обеспечения определенной технико-экономической эффективности разработки месторождения в целом. В то же время требует оптимизации также порядок вывода отдельных объектов из эксплуатации на основе технико-экономических критериев с целью достижения возможно большего значения КИН по месторождению в целом.
Другой вариант совершенствования методики обоснования по месторождениям КИН предполагает простое суммирование по годам ТДПН, характеризующих отдельные выделяемые объекты разработки, и определение предела рентабельной эксплуатации месторождения в целом по моменту перехода суммарных положительных значений ТДПН в отрицательные. В таком случае, в отличие от предыдущего, удлинение периодов эксплуатации объектов с более низкими геолого-промысловыми характеристиками и увеличение по ним расчетных значений КИН происходят не только за счет использования по годам избыточных положительных объемов ТДПН, получаемых по объектам с более высокими геолого-промысловыми характеристиками, но и за счет некоторого сокращения длительности эксплуатации последних и уменьшения по ним КИН. Поэтому и при таком подходе требуется контроль технико-экономических показателей и КИН по месторождению в целом.
Наконец, можно пойти по пути определения по отдельным выделяемым объектам лишь технологических показателей разработки, суммирования последних по годам и последующей оценки технико-экономических показателей по месторождениям в целом с установлением пределов их рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений суммарного ТДПН в отрицательные. По этому моменту и определяются достигаемые КИН по месторождениям и отдельным объектам разработки. По получаемым результатам этот вариант может оказаться близким к предыдущему. Здесь тоже могут потребоваться дополнительные оценки оптимального участия отдельных объектов в формировании показателей разработки по месторождениям в целом.
На начальных этапах при рассмотрении конкретных месторождений могут быть опробованы все представленные выше подходы к технико-экономическому обоснованию КИН. Анализ полученных результатов поможет определить наиболее эффективные методы решения поставленной задачи. В любом случае обычно применяемая методика может претерпеть существенные изменения в отношении порядка учета отдельных объектов.
Далее необходимо обратить внимание на определенную ограниченность (несостоятельность) ТДПН как критерия оценки пределов рентабельной эксплуатации и значений КИН. При конкретных расчетах нередко получается, что предшествующие положительные значения ТДПН существенно превышают по абсолютной величине последующие отрицательные значения. Тем не менее и в этих случаях рентабельный срок эксплуатации определяется просто по моменту изменения знака ТДПН, хотя еще значительное время после этого накопленный дисконтированный поток наличности (НДПН) может оставаться положительным.
Оценка рентабельного периода эксплуатации нефтеносных объектов была бы более объективной не по текущему, а накопленному дисконтированному потоку наличности. Другое дело, что в этом случае следовало бы иметь в виду момент снижения НДПН не до нуля, как при использовании ТДПН, а до вполне определенного положительного значения, обеспечивающего необходимую технико-экономическую эффективность эксплуатации рассматриваемого объекта в целом. Оценка этих предельных значений НДПН в каждом конкретном случае - задача специальных расчетов. Хотя не исключено, что по отношению к их максимальным значениям предельные значения НДПН могут оказаться достаточно стабильной величиной для довольно широкого круга исследуемых объектов.
Относительно различных проектных технологических документов на эксплуатацию месторождений можно заметить, что возникающие при их составлении проблемы технико-экономических обоснований аналогичны обсуждаемым ввиду однотипности базовых расчетов при проектировании разработки и обосновании КИН, представляющих, по существу, единый процесс прогнозирования эксплуатации месторождений. В связи с этим вполне естественной представляется апробация Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) Минприроды РФ только геологических запасов УВ нефтяных и нефтегазовых месторождений.
Что же касается извлекаемых запасов и КИН, то они могут апробироваться Центральной комиссией по разработке (ЦКР) нефтяных и нефтегазовых месторождений Минэнерго РФ при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений, учитывающих, естественно, условия лицензионных соглашений и т.д. Такое разделение функций ГКЗ и ЦКР было предпочтительным и ранее, при плановой экономике, гораздо более определенных и стабильных экономических условиях разработки месторождений и более независимом официальном положении ГКЗ. Сейчас же целесообразность указанного разделения их функций очевидна. При этом, в частности, ликвидируется дублирование научно-исследовательских работ, включающих обоснование КИН, которые к тому же оказывались сдвинутыми во времени, могли выполняться разными организациями, базироваться на неравноценном геолого-промысловом материале, отличаться научно-техническим уровнем выполнения, плохо согласовываться при совместном рассмотрении результатов.
Такая процедура "узаконивания" и последующей постановки на баланс геологических и извлекаемых запасов нефти и газа тем более приемлема и удобна при непрерывности во времени процессов поисков, разведки и разработки месторождений. При этом появляется также возможность осуществления всего комплекса работ по подсчету геологических запасов, проектированию разработки, определению извлекаемых запасов и КИН одними и теми же организациями и даже одними и теми же коллективами исполнителей во главе со специалистами по технологии разработки нефтяных месторождений. Это дает большие преимущества в плане обеспечения последовательной преемственности результатов и повышения их надежности.
Существует мнение, что указанное ограничение функций ГКЗ может приводить на практике к принятию завышенных геологических запасов нефти. Такая опасность практически полностью исключается при указанной последовательной преемственности работ по оценке и промышленному освоению месторождений, а также высоком профессионализме специалистов, участвующих в процессе подсчета и апробации запасов и прежде всего - выделения коллекторов и неколлекторов в общем объеме пород.
Нет необходимости иметь в официальном обиходе такое множество КИН, называемых максимальными (народно-хозяйственными), минимальными (экономическими), промежуточными (договорными) и т.д., что может вносить лишь дополнительную путаницу и еще большую неопределенность. За основу должно быть взято указанное выше единственное значение КИН, рассчитанное в технологическом проектном документе. Другое дело, что при проектировании могут быть рассмотрены варианты, различающиеся не только технологией и техникой разработки месторождений и добычи нефти, но и объемами и динамикой налогов, сборов и платежей, применением соглашения о разделе продукции и т.д. Кроме того, ранее обоснованные значения КИН (как, впрочем, и величины геологических запасов нефти) со временем могут быть скорректированы в ту или иную сторону в последующих проектных документах (работах по подсчету геологических запасов нефти) в связи с возможными уточнениями и изменениями принятых геолого-физических и геолого-промысловых параметров и характеристик коллекторов и залежей, технологических и технических решений, экономических условий разработки месторождений и т.д.
Проблема несколько усложняется в случае появления значительного временного разрыва между подсчетом запасов нефти и газа и составлением проектного документа на разработку месторождения, что может быть связано прежде всего с отсутствием инвесторов и обусловлено, например, сложным строением и ограниченной продуктивностью коллекторов и залежей, тяжелыми природно-климатическими условиями и необустроенностью района расположения месторождения и т.д. Для получения по таким месторождениям какого-то представления о возможных величинах извлекаемых запасов нефти могут быть использованы в порядке исключения технологические КИН, определяемые экспертным путем.
Определенную тревогу вызывают заявления, что инвестор-недропользователь вправе в любой момент прекратить работы на месторождении. При этом внимание заостряется подчас лишь на экологической проблеме технически грамотной последующей ликвидации скважин, хотя здесь важнейший вопрос - эффективное завершение разработки месторождения в целом и достижение запроектированного КИН до ликвидации скважин. В этой связи не совсем понятна практика выдачи лицензий лишь на начальный период освоения месторождений, весьма ограниченный по сравнению с общим проектным сроком их эксплуатации.
Складывается впечатление, что инвестору-недропользователю создаются все условия для реализации его естественного желания получить в короткие сроки возможно большие добычу и прибыль, не заботясь особо о конечных результатах разработки месторождения. И в некоторых поступающих в ЦКР проектных документах такие стремления уже проявляются. Нужны срочные исправительные меры. Необходимо создание резервных фондов на продолжение нормальной эксплуатации месторождений после ухода инвесторов (включающих, естественно, и расходы на ликвидацию скважин), без передачи которых (фондов) инвесторы не должны иметь права на прекращение работ. Иначе в недалекой перспективе возможно появление в нарастающем числе оставленных инвесторами месторождений, в лучшем случае просто незавершенных разработкой, а в худшем - нерационально разрабатывавшихся (даже недоразведанных), с разубоженными запасами, экологически неблагополучных, которыми больше некому будет заниматься изза отсутствия средств.
При оценке перспектив развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях) на тот или иной срок тоже, как правило, сначала осуществляется независимое вариантное рассмотрение отдельных месторождений, которые могут существенно отличаться по геолого-промысловым характеристикам, степени выработки запасов. На основе определенных по каждому из месторождений технологических и экономических показателей дальнейшей разработки устанавливаются рентабельные сроки их эксплуатации, опять-таки по динамике ТДПН, после чего путем суммирования по годам прогнозируется ожидаемая добыча нефти в заданный перспективный период по регионам (объединениям) в целом.
Но при таком подходе тоже может получиться, что эксплуатация недавно введенных или вновь вводимых в разработку месторождений, тем более отличающихся повышенной продуктивностью, в течение всего или большей части прогнозного периода будет характеризоваться высокими технико-экономическими показателями, в то время как достаточно истощенные месторождения должны будут выводиться из эксплуатации в рассматриваемый период. Другими словами, на одном и том же предприятии по одним месторождениям может прогнозироваться высокоэффективная, в том числе сверхприбыльная, эксплуатация (тем более при использовании в большой мере уже готовой инфраструктуры), а по другим - прекращение разработки в ближайшей перспективе.
Более правильным представляется применение того или иного варианта совместной оценки разработки всей группы месторождений с целью некоторого выравнивания по ним технико-экономических показателей, использования возникающих резервных возможностей по одним месторождениям для продления эксплуатации других и получения в конечном счете большего суммарного эффекта. Остается в силе и вопрос целесообразности того или иного применения НДПН как одного из определяющих параметров при прогнозных оценках. Следует также иметь в виду, что вывод из эксплуатации крупных месторождений может потребовать больших дополнительных затрат, в том числе вследствие возникновения серьезных социальных проблем и необходимости их решения.
Аналогично с применением элементов государственного регулирования могут решаться также вопросы оптимизации нефтедобычи по отрасли в целом, при определенной взаимной корректировке показателей эффективности по регионам, компаниям, предприятиям.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
