ПАРАДОКС КЛАССИФИКАЦИИ ИЛИ НЕСОВЕРШЕНСТВО УЧЕТА ЗАПАСОВ?
Э.М. Халимов (ИГиРГИ), К.Э. Халимов (ООО “Севморнефтегаз")
Несовершенство действующей в России классификации запасов нефти и газа является общепризнанным фактом [3]. В частности, она направлена на преимущественное изучение и оценку запасов и ресурсов нефти на стадии поисков и разведки месторождений, в меньшей степени - изменений в процессе их разведки и разработки и совершенно не рассматривает процедуру количественной оценки и достоверности остаточных запасов на стадии завершения разработки и ликвидации нефтепромысла. Между тем на месторождениях, где частично или полностью прекращена эксплуатация скважин, числятся (или действительно содержатся) немалые объемы невыработанных извлекаемых запасов нефти, не говоря уж о неизвлекаемых. Число таких месторождений быстро увеличивается. Особенно этот процесс ускорился в связи с реалиями рыночной экономики и непродуманными законодательными актами в области налогообложения, установившими недифференцированные налоги на добытую нефть [4, 5].
Существует несколько десятков (сотен?) месторождений, эксплуатация которых прекращена, а ревизия запасов по ним с учетом новой ситуации на рынке и технического прогресса не проводится. Между тем на каждом из них имеются остаточные запасы, относимые или к неизвлекаемым, или забалансовым, или нерентабельным. На некоторых месторождениях, эксплуатация которых прекращена, числятся и значительные по объему извлекаемые запасы. Однако их достоверность, техническая, технологическая и экономическая обоснованность их извлечения должны быть подвергнуты ревизии с учетом реалий сегодняшней ситуации.
В качестве иллюстрации, подтверждающей сложившуюся ситуацию, которая может перерасти в проблему, приведем пример одного из первых открытых в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции месторождений - Краснокамского нефтяного.
Краснокамское нефтяное месторождение, расположенное в Пермской области, открыто в 1934 г. при бурении скважины на воду [1, 2]. В 1936 г. оно введено в эксплуатацию, а в 1975 г. после 39 лет разработки эксплуатация скважин была прекращена.
Отличительной особенностью месторождения является его расположение на окраине Краснокамска с 60 тыс. жителей. Другая важная особенность - площадь месторождения р. Кама разделяет на два участка: правобережный и левобережный. Значительная часть площади находится под водами широкой и полноводной р. Кама (рис. 1). Кроме того, часть площади расположена в черте города и прилегающей санитарно-защитной зоне шириной 1 км, а также водоохранной зоне Воткинского водохранилища (р. Кама) шириной 0,5 км и зоне санитарной охраны скважин водозабора "Конец-Бор” шириной 2 км.
Месторождение приурочено к пологой брахиантиклинали северо-восточного простирания (рис. 2, А). По кровле кунгурского яруса брахиантиклиналь имеет размер 16x8 км и высоту 50 м. Углы падения крыльев - 0°25'-1°30', восточное крыло более крутое.
Основные запасы нефти приурочены к среднекаменноугольным отложениям башкирского яруса и верейского горизонта (рис. 2, Б). Единая залежь нефти может быть отнесена к массивному типу, однако в карбонатном резервуаре выделяют до шести пластов-коллекторов, залегающих на глубине 900-1000 м. Сложены они известняками и частично доломитами пористостью от 3,8 до 19,0 % и проницаемостью до 0,442 мкм2. Мощность отдельных пластов колеблется от 2 до 8 м.
На месторождении было пробурено 311 скважин, из них 209 на правобережье и 102 на левобережье. Нефтяные пласты разрабатывались скважинами, размещенными по треугольной сетке при расстояниях 250 м в центральной части залежи и 430 м на остальной площади. На краевых частях залежи бурение не производилось.
Начальные дебиты скважин составляли до 16 т/сут нефти с газовым фактором 28-30 м3/т. Начальное пластовое давление составляло около 9 МПа, пластовая температура - 17-18 °С.
В процессе эксплуатации пластовое давление в зоне отбора снизилось до 0,4 МПа (1972 г.). Средний дебит нефти работающих скважин снизился до 0,2 т/сут (1974 г.).
Максимальная годовая добыча нефти в 200,7 тыс. т была достигнута в 1943 г. За 39 лет эксплуатации месторождения добыто 3368 из 7458 тыс. т извлекаемых запасов и 44794 тыс. т балансовых запасов трех категорий (утвержденных ГКЗ СССР в 1951 г.). Отбор нефти составил 45 % извлекаемых и 8 % геологических запасов.
В процессе разработки на месторождении были проведены опытно-промышленные работы по поддержанию пластового давления и интенсификации добычи: в 1944-1966 гг. - закачка воздуха, а в 1959-1970 гг. - площадное заводнение методом перетока из вышележащих горизонтов кунгурского и артинского ярусов. Эффективность как закачки воздуха, так и воды была низкой и существенно не повлияла на показатели разработки.
Эффективными методами интенсификации притоков из карбонатных коллекторов, которые были применены на месторождении, являются: соляно-кислотная обработка и торпедная перфорация.
В целом низкие показатели разработки залежи нефти связаны с тем, что она разрабатывалась на режиме растворенного газа, обусловленном полным отсутствием связи нефтяной части пластов с законтурной областью из-за ухудшения коллекторских свойств в зоне водонефтяного контакта.
Динамика добычи нефти, среднесуточного дебита нефти и пластового давления представлена на рис. 3.
В связи с ожидавшимся затоплением части площади месторождения водами р. Кама (после создания Воткинского водохранилища) левобережный участок месторождения в 1961-1962 гг. был законсервирован и все имеющиеся на нем скважины ликвидированы с извлечением эксплуатационных колонн.
Разработка правобережного участка месторождения прекращена в 1975 г. по причине застройки территории города гражданскими объектами. Все скважины были ликвидированы с изъятием эксплуатационных колонн. Лишь в ограниченном числе скважин были сохранены эксплуатационные колонны. Однако и эти скважины непригодны ни для эксплуатации, ни для производства других работ либо по техническим причинам (забиты или отсутствуют устьевые реперы), либо из-за нахождения на территории промышленных и гражданских объектов.
Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 2648 тыс. т, балансовые - 35940 тыс. т (категории А и С1). Кроме того, числится предварительно оцененных извлекаемых запасов (категория С2) 808 тыс. т, балансовых - 5384 тыс. т. Практически все остаточные запасы сосредоточены в верейско-башкирских карбонатных отложениях.
По официальным данным продуктивные пласты месторождения содержат еще значительные запасы остаточной нефти, равнозначные крупным (по геологическим) и средним (по извлекаемым) запасам. К тому же подавляющая часть запасов (87 % геологических и 77 % извлекаемых) относится к высоким категориям, что должно означать высокую степень подготовленности запасов к разработке. Наличие же запасов категории А (60 % суммы высоких категорий) даже означает якобы отсутствие необходимости бурения эксплуатационных скважин. Между тем на месторождении, по существу, нет скважин, пригодных к эксплуатации.
Наличие запасов высоких категорий должно означать также, что запасы являются рентабельными для извлечения. Между тем уже 30 лет назад, в последний год эксплуатации скважин, средний дебит скважин составлял 0,2 т/сут нефти, что уже в то время считалось нерентабельным.
Таким образом, реальная ситуация на месторождении отличается от представления, которое должно быть составлено на основании Государственного баланса запасов. В первую очередь это касается категорийности запасов. Действительно, запасы категории А после ликвидации скважин потеряли свой статус.
Устарела информация разведочных скважин, пробуренных полвека назад, о нефтенасыщенности и она не соответствует текущей ситуации на площади категории С1 из-за изменений в пласте, произошедших в результате длительной эксплуатации скважин. По-видимому, в текущей ситуации по степени изученности вся площадь залежи, ранее относимая к категориям А и С1 теперь должна быть отнесена к категории С2, на которой предстоит провести разведочные работы, включая бурение скважин.
Заметим, что такие случаи “возврата” от высокой категории к низкой при определении степени изученности запасов (ресурсов), действующей классификацией не предусматриваются.
Можно предположить, что первоначальный объем геологических запасов, подсчитанный объемным методом, соответствует современным стандартам точности и действительности. Однако касательно извлекаемых запасов для подтверждения их наличия, определения их возможной продуктивности в данном случае необходим определенный, возможно, немалый, объем промыслово-исследовательских работ, включая бурение оценочных (разведочных?) скважин, размещенных в различных частях залежи.
Наличие рентабельных для освоения извлекаемых запасов в количестве, указанном в Государственном балансе, судя по динамике добычи и состоянию пластового давления, может быть поставлено под сомнение.
Некоторые соображения могут свидетельствовать о возможно большем количестве извлекаемых запасов, чем указано в Государственном балансе. Из отечественной и зарубежной практики известны случаи, когда длительная остановка эксплуатации скважин приводила к восстановлению пластового давления и консолидации рассеянной нефти в продуктивной толще. Возобновление эксплуатации законсервированных скважин, бурение боковых стволов позволяли продлить срок “жизни” некоторых месторождений Ишимбая, Грозного, Краснодарского края. Нельзя исключать такую ситуацию на Краснокамском месторождении.
Однако все же больше соображений и фактов, свидетельствующих о меньших количествах и(или) об отсутствии рентабельных запасов. Это низкий (нерентабельный) дебит нефти скважин в год остановки и полное исчерпание пластового давления, значительные затраты, необходимые для бурения большого числа нового фонда эксплуатационных скважин, проведения комплекса промыслово-исследовательских работ (включая и бурение специальных оценочных скважин) по подтверждению наличия извлекаемой нефти, оценки дебитов нефти вновь пробуренных скважин и определения зон распределения остаточных запасов в геологическом разрезе продуктивной толщи.
Без проведения серьезных нефтепромысловых исследований достоверность числящихся на Государственном балансе запасов может подвергаться сомнению.
В нефтегазовом проекте, целью которого является добыча нефти из месторождения, где ликвидирован фонд скважин, должно быть предусмотрено, по существу, создание новой системы скважин, дренирующих залежь, так как старая в данном случае для эксплуатации технически непригодна.
Задача по реализации подобного проекта воссоздания "вторичной" разработки нефтяного месторождения после длительного срока ликвидации нефтепромысла в отечественной практике ставится впервые. Очевидно, что программа освоения должна предусмотреть на первом этапе промыслово-исследовательскую и камеральную работы, имеющие целью подтвердить наличие извлекаемых запасов и техническую возможность рентабельной добычи нефти. Эта часть программы должна включать бурение оценочных скважин и при подтверждении наличия запасов пробную их эксплуатацию и завершаться подсчетом извлекаемых запасов.
На втором этапе должны быть выполнены проекты разработки и обустройства. Проведение подземной и наземной частей работ по освоению и эксплуатации месторождения необходимо для оценки целесообразности и экономической эффективности “вторичной” разработки месторождения.
Факторами, затрудняющими строительство нефтепромысловых объектов, на поверхности являются наличие мощной водной артерии и водохранилища, а также различных ограничений, связанных с близостью к городу. Однако на современном этапе развития техники и технологии многие непреодолимые в прошлом технические проблемы, возможно, будут разрешены.
Можно полагать, что проектирование разработки с использованием современных технических средств и технологий (горизонтальное и наклонно-направленное бурение скважин, технология вскрытия пластов и заканчивания скважин, гидроразрыв пласта, соляно-кислотная обработка скважин, методы увеличения нефтеотдачи и др.) позволят существенно повысить эффективность добычи нефти по сравнению с первичной эксплуатацией. Благодаря этому можно вовлечь в разработку новые, ранее недренируемые части залежи, расположенные под р. Кама и городскими объектами. Благоприятными факторами по снижению капитальных затрат являются: небольшая глубина скважин, частичное сохранение промысловых коммуникаций, наличие инфраструктуры, рабочего персонала и др.
Пример с Краснокамским месторождением заставляет обратить внимание на достоверность остаточных запасов нефти и газа других месторождений, эксплуатация скважин на которых уже прекращена или находящихся в завершающей стадии разработки.
Очевидно, прекращение эксплуатации нефтепромыслов должно обязательно сопровождаться подсчетом остаточных геологических запасов и анализом полноты выработки начальных запасов, точно так же как вводу в разработку месторождения предшествует подсчет начальных запасов. Это необходимо не только для строгого государственного учета стратегического невозобновляемого полезного ископаемого, но и полезно для совершенствования методических приемов оценки ресурсов на стадии его поисков и методики подсчета запасов на стадии разведки и разработки месторождений.
Литература
1. Абрикосов И.Х. Нефтегазоносность Пермской области. - М.: Гостоптехиздат, 1963.
2. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / СП. Максимов и др. - М.: Недра, 1969.
3. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр", 2003.
4. Халимов Э.М., Хакимов Б.В. О законопроекте, заменяющем рентные платежи фискальным налогом // Геология нефти и газа. - 2001. - № 4.
5. Халимов Э.М., Хакимов Б.В., Храмов Р.А. Дифференцированный налог на добычу полезных ископаемых // Геология нефти и газа. - 2003. - №2
© Э.М. Халимов. К.Э. Халимов, 2003
There is existed a number of fields which exploitation is terminated. However each of them has the remaining reserves. For their involvement in the production process, a reliability of remaining reserves should be subjected to revision, a s well as technical, technological and economic efficiency of their recovery should be substantiated with regard to the state of present-day situation.
Рис. 1. КАРТА ПОВЕРХНОСТИ КРАСНОКАМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Гидрография: 1 - река, 2-озеро, 3 - заливы, старицы, 4 - затопляемая территория; почвенные и растительные элементы: 5- болото с камышом. 6 - луг, 7- вырубленный лес, 8-редкий лес, 9-сады. 10-песчаные наносы: населенные пункты: 11 - постройки, 12-территория курортной зоны, 13-кладбище, 14-черта городских построек, специальные сооружения: 15- водозабор. 16 - насосная станция, 17 - отстойники, 18- скважины, 19- линии скважин, 20 - нефтепровод
Рис. 2. КРАСНОКАМСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
А - структурная карта по кровле пласта башкирского яруса; Б-геологический профиль; 1 - известняк; 2- нефтенасыщенный известняк; 3 - линия профиля; 4 - номер скважины; 5 - изолинии кровли; 6 - контур нефтеносности; 7- граница ВНК
1 - добыча нефти; 2 - среднесуточный дебит нефти на 1 скважину; 3- среднее пластовое давление