CC BY
49
РЕШЕНИЕ
Международной научно-практической конференции «ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ»
(г. Казань, 4-6 сентября 2013 г.)
В период с 4 по 6 сентября 2013 г. в Казани в рамках 20-й международной выставки «НЕФТЬ. ГАЗ. НЕФТЕХИМИЯ» состоялась 17-я Международная научно-практическая конференция по актуальным вопросам повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.
Организаторы Конференции: Аппарат Президента Республики Татарстан, Министерство промышленности и торговли РТ, Министерство экологии и природных ресурсов РТ, Академия наук Республики Татарстан, ОАО «Татнефть», ЗАО «Нефтеконсорциум», ОАО «ТАИФ», ОАО «Татнефте-химинвест-холдинг», Татарстанская нефтяная секция ЦКР «Роснедра» по УВС, ОАО «Казанская ярмарка».
В конференции приняли участие свыше 360 человек от более чем 190 организаций, включая представителей нефтяных компаний РФ и зарубежья, в том числе Франции, Германии, Белоруси, Казахстана, Канады, Нидерландов, Норвегии, Индонезии, Швеции, США и др.
Представлено и обсуждено 105 докладов, в том числе 44 пленарных и 61 стендовых.
Основная цель конференции - поиск решения проблем повышения технико-экономической эффективности эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки за счёт улучшения условий выработки дренируемых высокообводнённых пластов и участков, техногенно изменённых остаточных запасов, а так же за счёт внедрения современных методов исследований пород и пластовых флюидов, применения новейших методов увеличения нефтеотдачи и современных методов контроля и регулирования процессов нефтевытеснения.
Во всём мире и во многих странах длительно эксплуатируемые месторождения являются, как правило, крупными и высокопродуктивными. Резервы добычи нефти из них огромные.
Существенным резервом увеличения извлекаемых запасов на крупнейших длительно эксплуатируемых месторождениях являются трудноизвлекаемые запасы (ТЗН), которые либо вовлечены в разработку, но вырабатываются низкими темпами, либо вообще не вовлечены в разработку, либо даже не учтены в балансе запасов (так называемые «некондиционные запасы»).
В нефтяной промышленности РФ в настоящее время имеются следующие недостатки:
1. Неуклонное истощение запасов основных длитель-но-эксплу-атируемых месторождений, дающих более 70% добычи РФ при одновременном ухудшении структуры запасов (доля ТЗН в России - более 60%, а в ряде регионов - более 80%).
2. Отсутствие достаточно эффективных технологий разработки ТЗН (темпы их выработки в 5-10 раз ниже активных запасов (АЗН)).
3. Возможности прироста запасов за счет традиционных ГРР устойчиво сокращаются по мере увеличения разведанности территории. Татарстан в отношении нефте-
носности является наиболее разведанным из всех субъектов РФ. В настоящее время доля прироста запасов за счет ГРР составляет около 15%, а к 2030 г. она сократится до 10%, а затем и до 5-7% в год. Из них значительная доля будет за счет сверхвысоковязкихнефтей (СВН) и природных битумов (ПБ) пермских отложений как наименее изученных к настоящему времени.
4. Поздняя стадия разработки наиболее продуктивных месторождений обуславливает снижение технико-экономических показателей разработки.
5. Действующая налоговая система не стимулирует развитие ГРР, разработку залежей с ТЗН в сложных горногеологических условиях, широкому внедрению эффективных МУН, инноваций и модернизации отрасли.
В стране наметилась негативная тенденция снижения проектной нефтеотдачи, усилившаяся с началом рыночных форм, основными причинами которой являются:
- ухудшение структуры запасов нефти, быстрый рост доли трудноизвлекаемых запасов и степени выработанно-сти активных запасов;
- отсутствие в рыночных условиях целенаправленной работы по созданию, инновационному развитию, промышленным испытаниям и освоению современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических и микробиологических), особенно для ТЗН;
- недостаточный учет успешного зарубежного опыта, согласно которому в результате развития и внедрения современных МУН мировые доказанные (рентабельные) запасы нефти уже увеличены в 1,4 раза;
- не учитывается необходимость экономического стимулирования государством и инвестиций нефтяных компаний в создание, развитие и внедрение современных МУН, особенно на стадии промышленных испытаний и освоения, когда себестоимость добычи нефти кратно выше себестоимости добычи за счет промышленно освоенных МУН;
- несовершенство современной практики утверждения КИН, оставшейся от командно-административной системы.
Анализ показал, что КИН в РФ неизменно падал, и только после 2005 г. наметилась его стабилизация, которая объясняется в основном волевой установкой МПР и ЦКР на его увеличение. Примерно такое же положение в РТ.
Но в США уже в 1988 г. прогнозировали достижение КИН в среднем по стране - 0,53. Еще раньше был сделан прогноз по увеличению добычи нефти и конденсата до 2020 г. Последний прогноз не совсем оправдался из-за меньших темпов развития третичных МУН по различным причинам, но тенденцию роста добычи после 2000 г. и роста КИН они спрогнозировали правильно.
Снижение коэффициента нефтеотдачи в РФ во многом связано с тем, что негативное изменение структуры запасов не компенсируется соответствующим совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения.
Продолжение материала «РЕШЕНИЕ Международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии»
Сегодня в отрасли накоплен большой опыт применения МУН. Основные результаты следующие:
1. Сама технология разработки залежей методом заводнения обуславливает широкое применение физико-химических МУН, а в комплексе с современными физическими МУН, основанными на волновых методах, существенно расширяет область применения последних.
2. Технологий МУН, апробированных и внедренных в промышленность, весьма много и они продолжают создаваться. Насчитывается более 130 технологий, реализуемых на добывающих, и более 100 на нагнетательных скважинах. Большинство из них - это совершенствование первичных (базовых) методов, которых насчитывается около 50.
3. До настоящего времени третичные МУН применялись в основном на высокопродуктивных коллекторах, поэтому до настоящего времени основные МУН применяются для повышения нефтеотдачи активных запасов.
4. Пока ещё недостаточно эффективных технологий повышения нефтеотдачи ТЗН. В отличие от активных запасов они характеризуются многообразием строения, условий залегания и свойств насыщенных флюидов. Во всех этих типах коллекторов большое значение для фильтрации имеют трещины и характер связей трещин и матрицы.Об этом говорят низкие коэффициенты вытеснения.
5. Особо следует отметить, что в настоящее время отсутствуют достаточно эффективные технологии повышения нефтеотдачи для техногенно измененных в процессе разработки участков залежей и пластов, связанных с изменением напряженного состояния и необратимыми (а иногда и обратимыми) деформациями, ухудшением свойств остаточных нефтей (утяжеление, осернение, биодеградация, окисление, повышение вязкости и температуры насыщения парафином), кристаллизацией парафина при переохлаждении пластов и выпадением АСПО в призабойной зоне пласта.
6. Лучшие результаты достигаются при применении технологий, разработанных специалистами, адаптированными к геологическим условиям региона и непременно при научном сопровождении их внедрения авторами.
Проведена дискуссия по поставленным в программе конференции проблемам на заседании круглого стола.
В результате обсуждения докладов и обмена мнениями участниками конференции выработаны следующие рекомендации:
1. Поскольку основой развития нефтяной промышленности является обеспеченность её разведанными запасами, то необходимо сосредоточить основные усилия нефтяных компаний и научного сообщества на повышении обеспеченности её разведанными запасами не только за счёт ГРР, но и за счет увеличения КИН, а также за счёт переоценки ресурсов эксплуатируемых месторождений.
2. При планировании ГРР и на всех стадиях подготовки месторождений к проектированию их разработки, обязательно предусматривать оптимальный комплекс исследований, обеспечивающий возможность составления качественных проектных документов в том числе на залежах с ТЗН.
3. Проектирование и внедрение рациональных систем
разработки нефтяных месторождений считать основой поступательного развития нефтяной промышленности. Для реализации этого положения необходимо:
3.1. Организовать дискуссию по формированию критериев и определению принципов рациональной разработки нефтяных месторождений в рыночных условиях на страницах специализированных журналов.
3.2. Рекомендовать ЦКР «Роснедра» провести по итогам этой дискуссии расширенное заседание, на котором должны быть сформулированы конкретные задачи и основные принципы разработки нефтяных месторождений в современных условиях.
4. Установленный ныне документ ТЭО КИН, являясь укрупненным исследованием, не всегда в достаточной мере учитывает конкретные геологические условия рассматриваемого объекта, что в дальнейшем осложняет решение задач проектирования его разработки. В этой связи просить ГКЗ и ЦКР «Роснедра» изменить существующую практику утверждения КИН. Суть изменения - определять КИН и извлекаемые запасы при составлении проектных документов на разработку месторождения (технологическая схема, проект),установив, что ГКЗ рассматривает и утверждает (или принимает) те значения КИН и извлекаемых запасов, которые обосновываются в утверждённых ЦКР «Роснедра» проектных документах.
5. Существенное ухудшение ресурсной базы развития нефтяной отрасли объективно требует активного применения здесь инноваций и модернизации инфраструктуры управления отраслью.
Повысить роль фундаментальных и прикладных исследований по освоению залежей с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными нефтями. Для этого считать необходимым сосредоточение исследований в основном в крупных университетах (например КФУ). В последних укрепить научную и лабораторную базу для целевых исследований различных видов ТЗН и нетрадиционных УВ, привлекая для организации таких исследований западные сервисные компании.
6. Существенное ухудшение ресурсной базы развития отрасли при одновременном росте потребности в нефти требует целенаправленного проведения работ по созданию и применению новых технологий разработки нефтяных месторождений. Это обуславливает необходимость более дробного деления ТЗН и создание в регионах нефтедобычи классификации нефтяных залежей по степени сложности их освоения, а всё увеличивающиеся запасы остаточных нефтей на действующих месторождениях -классификации остаточных запасов нефти (ОЗН).
7. Для комплексного решения проблем эффективной разработки залежей с ТЗН необходимо осуществлять инновационное проектирование. При этом работу по созданию инновационных методов проектирования следует проводить в 2 этапа. Первый - для мелких и средних месторождений с ТЗН. Второй - для длительно эксплуатируемых, в основном крупных месторождений с выработан-ностью 80% и более начальных извлекаемых запасов.
8. Одобрить предложения Академии наук РТ:
8.1. О необходимости продолжения работ по созданию
стандарта инновационного проектирования разработки мелких и средних месторождений с ТЗН с дальнейшим утверждением его в ЦКР Роснедр.
8.2. О создании в РТ научного полигона по отработке новых инновационных технологий разработки мелких и средних месторождений с ТЗН, предусматривающих меры государственной поддержки.
9. Для инновационного проектирования важнейшим является применение МУН. Необходимо осуществить следующие меры по совершенствованию внедрения МУН в целом по РФ:
- в регионах составить программы по внедрению МУН на основе количественной оценки различных категорий ТЗН, а также ОЗН;
- внедрение МУН вести в соответствии с проектами, составляя крупные проекты по участкам с различными категориями запасов;
- каждое пятилетие проводить глубокий анализ эффективности применения МУН;
- особое внимание уделять выработке ТЗН и ОЗН в старых районах добычи.
10. При инновационном проектировании исполнителям работ необходимо выполнение следующих исследований:
10.1. Анализ и уточнение принципов рациональной разработки нефтяных месторождений с ТЗН. Для чего провести анализ и обобщение главнейших вопросов разработки нефтяных месторождений с ТЗН, обратив особое внимание на выбор объектов разработки, определение зависимости КИН от УПС и критерии выбора плотности сеток скважин в различных геологических условиях, принципы выбора систем воздействия на залежах, принципы и условия применения МУН для залежей с различными категориями ТЗН, роль ОПЗ в системах разработки месторождений с разными группами ТЗН.
10.2. Исследование влияния современных технологий на текущую и конечную нефтеотдачу для различных геологогеофизических условий: горизонтальных скважин (ГС) на охват пластов выработкой и величину КИН с оптимизацией размещения и плотности сетки ГС; влияние многозабойных (МЗС) и боковых стволов (БС) на КИН с уточнением технологий выбора участков и скважин для применения этих технологий; влияние ГРП на КИН в различных геолого-гео-физических условиях; концептуальные подходы к разработке месторождений с проблемными запасами нефти.
10.3. Создание геолого-фильтрационных моделей месторождений на новой идеологической основе, учитывающих фильтрационные условия осадконакопленя и литоло-го-геохимическое равновесие в системе нефть-коллектор.
10.4. Проектирование системы разработки с учетом новой модели и реальных кондиционных значений пород-коллекторов с учетом опыта разработки аналогичных месторождений.
11. Принять неотложные и масштабные меры по ликвидации отставания и вывода на передовые современные позиции углубленного исследования геологического строения недр (вплоть до наноуровня - «наногеология») для решения насущных проблем воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) углеводородов, разработки нефтяных месторождений, увеличения КИН и нефтедобычи в ОАО «Татнефть». Для чего:
11.1. На основе опыта разработки Ромашкинского и
других крупнейших месторождений РТ уточнить кондиционные значения и геолого-промысловую классификацию пород-коллекторов, произвести переинтерпретацию записей ГИС по разработанной для условий Ромашкинского месторождения методике.
11.2. Создать новую геологическую модель залежей горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения путем учета новых кондиций, новой классификации пород-коллекторов и детальной корреляции пластов по результатам переинтерпретации кривых ГИС. На этой основе перепроектировать систему разработки с учетом достижений в области новейших технологий.
11.3. Начать работы (НИР и ОПР) по поискам методов извлечения остаточных запасов нефти, прежде всего, на залежах горизонта Д1 Бавлинского, девонских залежей Бон-дюжского, Первомайского, отдельных площадей Ромашкинского и участков Ново-Елховского месторождений.
11.4. Существенно изменить стратегию применения новых методов разработки - внедрение МУН осуществлять комплексно и системно с учетом изучения особенностей геологического строения залежей (при необходимости - на наноуровне) и в соответствии с проектами.
12. Поскольку контролирующие недропользование органы не в состоянии обеспечить действенный контроль за составлением и реализацией технических проектов, в том числе всех видов исследований пластов и насыщающих их флюидов, рациональной разработки месторождений (контроль технический и технологический, но не формальный) возложить на авторский надзор за выполнением утвержденных ЦКР проектов. Работы по авторскому надзору рассматривать на ЦКР с утверждением в «Роснедра».
13. В новых условиях, связанных с освоением ТЗН и нетрадиционных УВ, возрастает роль научных исследований в поисках, разведке и разработке месторождений УВ. Считать необходимым создание Национального нефтяного института России, задачей которого станет обеспечение страны необходимыми ресурсами и запасами УВ, оптимизация добычи нефти и максимизация КИН, рациональное освоение богатств недр и конкурентоспособность добычи нефти РФ.
14. С целью отработки наиболее эффективных для различных геологических условий технологий считать необходимым создание в основных нефтедобывающих регионах научных (учебных, опытных) полигонов, добыча нефти на которых подлежит льготированию.
Просить МПР РФ установить специальный порядок лицензирования недропользования при создании научных (учебных, опытных) полигонов для отработки инновационных технологий разработки месторождений с ТЗН.
15. Главную роль в обеспечении страны углеводородами, рациональной разработке месторождений и использовании ТЭР играют ГКЗ и ЦКР. Для повышения эффективности их работы и поднятия статуса считать необходимым их слияние в одну организацию с непосредственным подчинением правительству РФ.
16. Для дальнейшего развития старых нефтедобывающих районов считать приоритетным проведение фундаментальных научных исследований (на макро- и микроуровнях для различных геолого-физических условий) по проблемам существенного повышения нефтеизвлечения, изучения свойств и форм нахождения в пластах остаточ-
ных (после добычи проектных извлекаемых запасов) нефтей и возможных путей их извлечения, в том числе с целью создания новых супертехнологий повышения текущей и конечной нефтеотдачи и выработки ТЗН осуществить следующие меры:
17. Просить МПР РФ и «Роснедра»:
17.1. Обеспечить разработку, широкое обсуждение и принятие общероссийской классификации МУН, а также инструкции по оценке технологической эффективности МУН. При этом дать чёткое определение методов объёмного воздействия на пласт с увеличением извлекаемых запасов (МУН), восстановления и увеличения продуктивности скважин (методы ОПЗ).
17.2. Обеспечить разработку и внедрение методики оперативного учёта прироста запасов за счет применения МУН.
17.3. Организовать разработку методики подбора оптимальных МУН для конкретных геолого-физических характеристик объектов, обеспечивающих наибольший эффект от внедрения.
17.4. Обеспечить системную работу по созданию, инновационному развитию и внедрению современных МУН (тепловых, газовых, химических, микробиологических) и считать целесообразным формирование государственной программы инновационного развития промысловых испытаний и освоения современных МУН, предусмотрев необходимое экономическое стимулирование промышленного применения современных МУН на основе дифференцированного налогообложения.
17.5. Восстановить успешно действующую в 90-е гг XX века Государственную Программу воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи на основе инновационного развития и промышленного внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических, микробиологических). Разработать Программу промысловых испытаний МУН (ОПР МУН) с последующим промышленным внедрением по результатам промысловых испытаний.
17.6. Обобщить опыт применения МУН в РФ, в том числе оценить эффективность технологии увеличения нефтеотдачи в результате нагнетания в пласт СО2, производимого в процессе утилизации попутного нефтяного газа непосредственно на нефтяных промыслах.
17.7. Разработать систему дифференциации НДПИ при промышленной разработке месторождений с трудноизв-лекаемыми запасами нефти.
17.8. Разработать систему льготирования дополнительной добычи нефти за счет МУН для новых месторождений с ТЗН и для реабилитации «старых» выработанных месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Урало-Поволжье и др.).
18. Минприроды РФ совместно с Минэнерго РФ поручить «РМНТК «Нефтеотдача», совместно с нефтяными компаниями в 2013-2015 гг. сформировать Программу ОПР, включающую 15-20 пилотных полигонов для промысловых испытаний современных МУН на месторождениях, отражающих основные компоненты структуры запасов нефти страны, а именно:
- истощенные месторождения с активными запасами;
- низкопроницаемые коллекторы, содержащие легкую нефть;
- тяжелые нефти и битумы;
- месторождения со сложнопостроенными карбонатными коллекторами;
- нетрадиционные запасы в нефтематеринской породе Баженовской свиты.
19. Просить Государственную Думу РФ:
19.1. Восстановить рабочую группу для ускоренного законодательного обеспечения системного прозрачного подхода к экономическому обеспечению реализации Программы ОПР МУН.
19.2. Определить и законодательно закрепить понятие МУН, обязать субъекты РФ подавать сведения о состоянии, масштабах и эффективности внедрения современных МУН в адрес ответственного органа и ежегодно публиковать в открытых источниках результаты анализа состояния и эффективности внедрения всех современных МУН, осуществляемых российскими компаниями, придать информации из «Баланса запасов» нефтегазовых компаний открытый характер.
Внести в Налоговый Кодекс определение термина «методы увеличения нефтеотдачи пластов».
19.3. Установить в Налоговом Кодексе, что проекты ОПР МУН, попавшие в Программу ОПР МУН по закону прямого действия обеспечиваются следующими экономическими стимулами:
- нулевую ставку НДПИ на период реализации проекта, обоснованность которой определяется тем, что в результате успешной реализации проектов современных МУН прирост извлекаемых запасов сопоставим с вводом в разработку нового месторождения, налоговые каникулы на который введены с 01.01.2007 г.;
- освобождение от налога на прибыль средств, направляемых на инновационное развитие нефтедобычи, в том числе на научные и конструкторские работы по техническому и технологическому развитию современных МУН;
- освобождение объемов нефти, добываемой в ходе реализации проекта разработки залежей с ТЗН и нетрадиционной нефтью, от экспортных пошлин;
- освобождение от налога затрат, направляемых на научно-технологические работы и промысловые исследования.
20. Донести через специализированные СМИ до широких кругов нефтегазовой общественности России, а также органов законодательной и исполнительной власти результаты конференции.
21. Передать Решение конференции в Минэнерго РФ и Минприроды РФ и просить руководителей данных министерств учесть в своей текущей работе изложенные в Решении рекомендации по вопросам инновационного развития нефтегазовой отрасли.
22. С целью информирования научной общественности РТ о проведенной конференции:
22.1. Поместить на сайт Академии наук РТ информацию по итогам проведённой конференции.
22.2. Передать в научные библиотеки ВУЗов и институтов труды конференции.
От оргкомитета: Президент Академии наук РТ А.М. Мазгаров
Председатель Программного комитета, профессор Р.Х. Муслимов
