Анализ и пути повышения эффективности освоения лицензионный участков в пределах Среднеобской нефтегазоносной области

Краткое описание

Содержание
ВВЕДЕНИЕ...5

I. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ...9

1.1. Геологическое строение Сургутского нефтегазоносного района...10

1.2. Геологическое строение Вартовского нефтегазоносного района...13

2.1. Особенности разграничения полномочий пользования недрами в сфере недропользования...17

2.2. Государственная система лицензирования пользования недрами...19

2.3. Лицензия и ее составные части и порядок предоставления...20

2.4. Итоги лицензирования недр в Ханты-Мансийском автономном округе за периоде 1993-2002гг...23

2.5. Соглашения о разделе продукции...27

2.6. Налоговое законодательство в сфере недропользования...29

2.7. Регулирование отношений с коренными малочисленными народами Севера...30

III. КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ НА ПРИОБРЕТЕННЫХ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКАХ...34

3.1. Выбор недропользователей и лицензионных участков...34

3.2. Анализ разработки лицензионных участков ОАО «Сургутнефтегаз»...36

Камынский лицензионный участок ХМН 432 НЭ...37

Комарьинский лицензионный участок ХМН 00410 НЭ...38

Западно-Солкинский лицензионный участок ХМН 00418 НЭ...40

Восточно-Сургутский лицензионный участок ХМН 00435 НЭ...42

Восточно-Еловый лицензионный участок ХМН 00558 НЭ...44

Дунаевский лицензионный участок ХМН 00405 НЭ...46

Лянторский лицензионный участок ХМН 00406 НЭ...48

Вачимский лицензионный участок ХМН 00407 НЭ...50

Федоровский лицензионный участок ХМН 00408 НЭ...52

1

Быстринский лицензионный участок ХМН 00409 НЭ...54

Алехинский лицензионный участок ХМН 00411 НЭ...56

Маслиховский лицензионный участок ХМН 00412 НЭ...58

Русскинской лицензионный участок ХМН 00417 НЭ...60

Савуйский лицензионный участок ХМН 00423 НЭ...62

Западно-Сургутский лицензионный участок ХМН 00431 НЭ...64

Нижне-Сортымский лицензионный участок ХМН 00434 НЭ...65

Сайгатинский лицензионный участок ХМН 00436 НЭ...67

Солкинский лицензионный участок ХМН 00437 НЭ...68

Яунлорский лицензионный участок ХМН 00438 НЭ...70

Тянский лицензионный участок ХМН 00563 НЭ...72

Конитлорский лицензионный участок ХМН 00564 НЭ...74

Родниковый лицензионный участок ХМН 00419 НЭ...75

3.3. Анализ разработки лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Западная

Сибирь»...81

Урьевский лицензионный участок ХМН00479 НЭ...82

Грибной лицензионный участок ХМН00496 НЭ...84

Ватьеганский лицензионный участок ХМН00499 НЭ...85

Повховский лицензионный участок ХМН 11592 НЭ...88

Южно-Ягунский лицензионный участок ХМН00502 НЭ...92

Северо-Кочевской лицензионный участок ХМН00503 НЭ...94

Тевлинско-Русскинской лицензионный участок ХМН00505 НЭ...95

Кустовой лицензионный участок ХМН00506 НЭ...97

Дружный лицензионный участок ХМН00507 НЭ...99

Нивагальский лицензионный участок ХМН00508 НЭ...101

Локосовский лицензионный участок ХМН00509 НЭ...103

Поточный лицензионный участок ХМН00510 НЭ...105

Южно-Покачевский лицензионный участок ХМН00511 НЭ...107

Северо-Поточный лицензионный участок ХМН00513 НЭ...109

Лас-Еганский лицензионный участок ХМН00514 НЭ...111

2

Ключевой лицензионный участок ХМН00515 НЭ...112

Кечимовский лицензионный участок ХМН00516 НЭ...114

Нонг-Еганский лицензионный участок ХМН00517 НЭ...116

Покачевский лицензионный участок ХМН00518 НЭ...117

Покамасовский лицензионный участок ХМН00520 НЭ...121

3.4. Анализ разработки лицензионных участков ОАО «НК ЮКОС»»...127

Усть-Балыкский лицензионный участок ХМН 000970 НЭ...129

Солкинский лицензионный участок ХМН 000967 НЭ...131

Южно-Сургутский лицензионный участок ХМН 000972 НЭ...133

Фаинский лицензионный участок ХМН 000983 НЭ...136

Мамонтовский лицензионный участок (ХМН 000968 НЭ)...140

Тепловский лицензионный участок (ХМН 000979 НЭ)...143

Ефремовский лицензионный участок (ХМН 000962 НЭ)...144

Кудринский лицензионный участок (ХМН 000980 НЭ)...146

Южно-Балыкский лицензионный участок (ХМН 000984 НЭ)...148

Среднебалыкский лицензионный участок (ХМН 000964 НЭ)...150

Угутский лицензионный участок (ХМН 000976 НЭ)...155

Среднеугутский лицензионный участок (ХМН 000971 НЭ)...156

Западно-Угутский лицензионный участок (ХМН 000985 НЭ)...157

Киняминский лицензионный участок (ХМН 000986 НЭ)...159

Полуденный лицензионный участок ХМН 00342 НЭ...161

Нижневартовский лицензионный участок ХМН 00343 НЭ...163

Советский лицензионный участок ХМН 00345 НЭ...164

Стрежевской лицензионный участок ХМН 00346 НЭ...166

3.5. Сравнительный анализ деятельности компаний...171

IV. Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков

(МУН)...175

4.1. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Среднеобской НТО...175

4.2. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи ОАО «Сургутнефтегаз»...179

4.3. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»...184

4.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НК ЮКОС»...190

V. Динамика запасов и изменение подсчетных параметров на разрабатываемых месторождениях...195

5.1. ОАО «Сургутнефтегаз»...198

5.2. 000 «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»...200

5.3. ОАО НК «ЮКОС»...203

VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ...211

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...212
Введение

ВВЕДЕНИЕ

Президентом Российской Федерации в ежегодном послании Федеральному собранию от 26 мая 2004г. как наиважнейшая определена задача удвоения к 2010 году валового внутреннего продукта (ВВП) страны. Резкое увеличение темпов роста ВВП связано, прежде всего, с развитием энергоемких отраслей тяжелой, а также горнодобывающей и нефтяной промышленности. В свою очередь, выполнение этой стратегической задачи невозможно без принятия принципиальных управленческих решений по кардинальному повышению эффективности использования ресурсного потенциала недр, содержащих запасы углеводородного сырья.

Ханты-Мансийский автономный округ — Югра является стратегически важным регионом страны, в котором добывается около 60% российской нефти. Основной нефтедобывающий район автономного округа на протяжении долгих лет - Среднеобская нефтегазоносная область, на долю которой приходится более половины всей добытой нефти в округе. На территории Среднеобской нефтегазоносной области больше 90% нефти добывают вертикально интегрированные нефтяные компании: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК ЮКОС»» (совместно с «Томскнефть ВНК»), Тюменская НК, НК «Славнефть» и поэтому выбранная тема — «Анализ освоения участков компаний в Среднеобской нефтегазоносной области» является актуальной.

Большинство открытых месторождений нефти (около 90%) на территории автономного округа передано в пользование нефтяным компаниям в девяностые годы XX века в процессе лицензирования недр. В настоящее время большинство месторождений распределенного фонда недр округа находится на завершающей стадии разработки.

На территории Среднеобской нефтегазоносной области можно детально проследить, как формировался механизм современного недропользования с начала лицензирования с целью извлечения и обобщения опыта деятельности нефтяных компаний по освоению участков недр. Полученные результаты можно использовать в других регионах страны для выработки стратегии повышения эффективности применения ресурсной базы углеводородов на лицензионных участках недр и создания ресурсной политики государства для достижения динамичных темпов роста в нефтяной промышленности и стимулирования инвестиций в разработку месторождений.

В диссертации использованы материалы - отделения по разработке месторождений (ГП ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана») (69). Необходимо отметить, что по Среднеобской нефтегазоносной области комплексного исследования разработки и динамики ресурсной базы с учетом подсчетных геологических параметров не проводилось.

5

Цель диссертационной работы

Анализ рационального освоения лицензионных участков недр, использования запасов нефти в Среднеобской нефтегазоносной области крупнейшими нефтяными компаниями.

Основные задачи исследований

• выбор объектов изучения;

• проведение анализа деятельности крупнейших компаний — недропользователей по освоению недр на лицензионных участках в условиях современного механизма недропользования;

• анализ методов по увеличению добычи нефти;

• выявление закономерностей в динамике запасов нефти, изменении ресурсной базы у недропользователей за годы лицензирования;

• проведение детального анализа изменения параметров подсчета и запасов нефти по лицензионным участкам недр с момента предоставления их недропользователям;

• разработка количественного параметра, характеризующего эффективность геологического изучения лицензионных участков недр.

Научная новизна работы

1. Установленные отклонения фактических показателей разработки от проектных снижают эффективность использования запасов и извлечения нефти, что приводит к преждевременному высокому и неравномерному обводнению разрабатываемых залежей;

1. Наиболее эффективными методами увеличения нефтеотдачи, использованными в Среднеобской НГО, при разработке являются: зарезка вторых стволов и горизонтальное бурение, гидроразрыв пласта. Это связано с геологическими особенностями разрабатываемых объектов — неравномерным изменением фильтрационно-емкостных свойств и формированием «тупиковых залежей». Дополнительный прирост добычи при использовании этих методов позволяет быстро окупить затраты.

3. Необоснованное списание запасов категорий С2, по объектам сложного геологического строения, приводит к потере в недрах трудноизвлекаемых запасов. Следует увеличить работы по технологии извлечения нефти из сложных коллекторов — ачимовской толщи, средней юры и готеривских отложений - объектов, характеризующихся неоднороднстью, высокой водонасыщенностью и преимущественно континентальными условиями седиментации.

4. Предложен количественный коэффициент для характеристики эффективности геологического изучения недр и динамики запасов.

Практическая значимость работы

Проведенное комплексное исследование разработки и динамики изменения структуры запасов позволит увеличить эффективность работ на вновь вводимых в освоение лицензионных участках.

Предложенный количественный параметр, характеризующий активность геологического изучения месторождений, может быть использован в качестве регулятора темпов геологического изучения лицензионных участков.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из «Введения», пяти глав: «Краткая геологическая характеристика района работ», «Правовые вопросы недропользования», «Комплексный анализ деятельности недропользователей на приобретенных лицензионных участках», «Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации (МУН)», «Динамика запасов и изменение подсчетных параметров на разрабатываемых месторождениях» и «Заключения».

Общий объем работы составляет 224 страницы, включает 198 рисунков и 9 таблиц. Список литературы включает 124 наименования.

СОКРАЩЕНИЯ

АООТ - акционерное общество открытого типа

ВИНК — вертикально интегрированные нефтяные компании

ГРП - гидроразрыв пласта

ГРР — геологоразведочные работы

ГТМ - геолого-технические мероприятия

КМНС - коренные малочисленные народы Севера

ЛУ — лицензионный участок

МПР — Министерство природных ресурсов

МУН - методы увеличения нфтеотдачи

НГК — нефтегазоносный комплекс

НГО — нефтегазоносная область

НГР - нефтегазоносный район

НДПИ — налог на добычу полезных ископаемых

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

НК - нефтяная компания

НФН — нераспределенный фонд недр

ОАО - открытое акционерное общество

ОЗ — окружной закон

ООО — общество с ограниченной ответственностью

ОПЗ — обработка призабойной зоны

СРП — соглашение о разделе продукции

ПНГ — попутный нефтяной газ

ПО — производственное объединение

РФ - Российская Федерация

РФН — распределенный фонд недр

УВ - углеводороды

ФЗ - федеральный закон

I. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

Геологические особенности данного района исследованы и опубликованы во многих работах по Западной Сибири известных ученых: Нестерова И.И., Конторовича А.И., Рудкевича М.Я, Салманова Ф.К., Шпильмана В.И., Гурари Ф.Г., Суркова B.C. и многих других (1,11,54).

Среднеобская область расположена в центральной части Западно-Сибирского бассейна, включая два крупнейших свода, - Сургутский и Нижневартовский. Характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, которые вмещают гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. Второй по запасам нефтегазоносный комплекс - верхнеюрский (васюганский), третий - среднеюрский. В нижнеюрском и сеноманском комплексах открыты залежи нефти и газоконденсата. В этой области осуществляется основная добыча нефти.

Разрез осадочного чехла имеет мощность 2900-3700м и сложен терригенными породами юрского, мелового, палеогенового и участками неогенового возрастов (рис. 1.1.-1.2).

В разрезе выделяется четыре нефтегазоносных комплекса: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский и неокомский, экранируемые глинистыми пачками и подсвитами, соответственно, радомской пачки, нижневасюганской подсвиты, баженовской свиты и подачимовской пачки. В нижнеюрском нефтегазоносном комплексе пласты открыты в пластах Юю и Юц; в среднеюрском пласты - Юг-Ю9; в верхнеюрском IOih Юо. Баженовская свита является одновременно коллектором — покрышкой и нефтематеринской толщей. В них расположены коллекторы II-V классов. Наиболее низкие коллекторские свойства имеют пласты Юг, Юэ и ачимовская толща. Наиболее высокие коллекторские свойства характерны для пластов морского и мелководного морского генезиса — неокома и верхней юры васюганской свиты.

Нижнеюрский комплекс развит не повсеместно. Среднеюрский — сложный по строению, что связано с континентальными условиями седиментации продуктивных пластов, резко не выдержанными по литологическому составу. Верхнеюрский замещается глинами на западе Сургутского свода.

Залежи неокомского комплекса высокодебитные с коллекторами II-IV класса. Для этих залежей характерны большие площади нефтеносности. Открытые месторождения многозалежные — в разрезе до 20 продуктивных пластов.

Неокомский комплекс разделяется на два подкомплекса - покровный и клиноформный, стратиграфический объем которых меняется с востока на запад. В клиноформном подкомплексе продуктивные пласты имеют по отношению к верхним

J 4 г -1 r о

. . if..

1 1 ll-l It i }f t ' i 8 I I j i j! J \ 11 j 1 : 1 i 1

ji 1 i j ii 1! i !i 1 ^ iM M

Hi i 1 *! '!! ||! i| i 1 ¦I

и IP ним i •••• • • » •» • tmn mmi

Й.В .5 и5„5 55 55 f HSS G Б В S G В SS S Ut tt ft К

уз 'dhmiAjdv/ '8'0 'ояолиюк^ 'U'J 'dexAyyi "j'v '

g ;иуиаоюоз

OJH иоюдоэнуэс^э dJH V)IHOVO)I

СВОДНАЯ ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ КОЛОНКА Сургутского НГР Среднеобской НГО

Составили: А.Г. Мухер, Г.П. Мясникова, СВ. Лагутина, С.А. Предеин

¦ I ..-U,-qi II.) I.I.II 11.111! 1.1 i ,U. . , • , |1 №}¦'¦ ;11J: I'l I1, PiU

Id H\fflOM3JO3UVU

наклонное залегание и постепенно замещаются непроницаемыми породами на западе, обусловленными специфическими условиями седиментации.

1.1. Геологическое строение Сургутского нефтегазоносного района

Район приурочен к одноименному своду и включает прилегающие к нему части прогибов, впадин. Сургутский и Нижневартовский своды разделяются Ярсомовским прогибом и Фаинской котловиной, являющимися элементами Юганской мегавпадины (рис. 1.1.1).

Особенности строения этой территории: большая мощность (до 2 км) эффузивных пород пермско-триасового возраста (преимущественно базальтов), перекрывающих девон-каменноугольные карбонатно-терригенные отложения; замещение на западе песчано-алевролитовых пород васюганского комплекса глинами абалакской свиты; наличие клиноформ в разрезе неокома, связанных с формированиями пластов от БС^ до BCs. Возраст клиноформ по направлению на запад омолаживается (58).

Для локальных поднятий Сургутского свода характерно то, что основной рост поднятий был в юрско-неокомское время, к аптскому веку рост свода и поднятий был в основном завершен в контурах, близких к современным. Объединение поднятий в валы, куполовидные поднятия завершилось во время накопления покурской свиты, когда относительное приращение амплитуд многих структур составило 15% от современной.

Сургутский НГР - один из богатейших нефтегазоносных районов Западно-Сибирской провинции. Он отличается высокой разведанностью недр. Открыто около 600 залежей углеводородов. Мощность осадочного чехла 2900-3700 м, этаж нефтегазоносности от 500 до 1100 м, глубина залегания залежей от 1850 до 3100 м. Месторождения многопластовые, залежи преимущественно нефтяные, реже газонефтяные (табл. 1.1.2.-1.1.3).

Сургутский свод делится субмеридиональным Тончинским прогибом на западную и восточную части. В восточной части свода выделяется две крупные приподнятые зоны -Когалымская и Федоровская вершины, которые соединены Савуйской седловиной. Когалымская вершина с севера ограничена Имилорским прогибом, к северу от которого фиксируется полузамкнутая приподнятая структура - Холмогорский выступ (54).

Западная часть Сургутского свода представлена серией кулисообразных валов -Нижнесортымским, Лянторским, Быстринским и Усть-Балык-Мамонтовским. Для Нижневартовского свода весьма характерно то, что простирание этих валов соответствует простиранию Фроловской шовной зоны. Лянторский и Усть-Балык-Мамонтовский валы сочленяются Комарьинской седловиной. Между Лянторским, Нижнесортымским валами и Конитлорской террасой выделяется Северо-Алехинский прогиб.

10

Сургутский свод детально изучен глубоким бурением. Основные продуктивные нефтегазоносные комплексы: неокомский покровный, неокомский клиноформный, среднеюрский; открыты залежи нефти в васюганском НГК.

В неокомском покровном комплексе выявлены многочисленные залежи нефти: нефтегазовые, структурные, массивные; пластово-сводовые, приуроченные не к единичным ловушкам, а к структурам II порядка, объединяющим до 8-10 локальных поднятий. Мощность комплекса 300-500 м.

В неокомском клиноформном комплексе, объединяющем разновозрастные валанжинские отложения, открыто около 190 залежей нефти преимущественно структурного и лито логического типов. Характерна литологическая изменчивость продуктивных пород, развиты коллекторы от III до V класса, обусловливающие резкие колебания дебитов нефти. Мощность комплекса 300 - 400 м.

Среднеюрский НГК регионально продуктивен и сложен коллекторами преимущественно IV-V класса, обусловливающими невысокие дебиты. Залежи приурочены к кровле комплекса - пластам Ю2-3, имеют сложное строение, что связано с существенно континентальными условиями седиментации продуктивных пластов. Васюганский нефтяной комплекс развит не повсеместно. В нем открыто около 100 залежей нефти структурного, структурно-литологического и литологического типов, приуроченных к локальным поднятиям. На одном месторождении может быть открыто до 16 изолированных залежей (Русскинское месторождение).

Продуктивен на западе глинистый верхнеюрский комплекс. В нем выявлены единичные залежи в битуминозных аргиллитах баженовской свиты.

В Сургутском НГР распространены «аномальные» разрезы баженовской свиты, в которых битуминозные глины переслаиваются с небитуминозными глинистыми и песчано-алевролитовыми отложениями, последние вмещают мелкие по запасам залежи нефти. Происхождение таких разрезов одни геологи объясняют внедрением обломочного материала ачимовской толщи в битуминозные породы при оползании осадков, другие — связывают их с течениями, приносящими обломочный материал в юрское время.

Нефти неокома в основном средней плотности, но встречаются и тяжелые; мало- и среднесернистые (до 1.5%), среднепарафинистые (2.2-2.4%) с содержанием легких фракций (до 200°С) от 14 до 25%. Нефти среднеюрского комплекса средней и высокой плотности, среднесернистые. Нефти васюганского комплекса средней и высокой плотности, средне- и высокопарафшшетые.

В Сургутском районе доля нефтей с вязкостью 6-8,5 мПа*с несколько возрастает, но в основной своей части запасов значения вязкости характеризуются в пределах 0,5-5,0 мПа*с.

И

Условные обозначения

Города и поселки /Ху'Реки

* Разломы

__месторождения 03

Границы тект.элементов

I порядка /^ II порядка

Тектонические элементы

Мегавпадины, мегапрогибы

Впадины, прогибы...

Ложбины

Моноклинали

Террасы

Поднятия, выступы, валы

Мегаложбины, ложбины

Моноклинали

Мегатеррасы, террасы

Впадины, прогибы

Поднятия, валы

Магаседловины, седловины нейтр.

Мегаседловины, седловины впадин

Мегаседловины, седловины подн-й

Седловины внутр. рай-ния подн-й

Седловины внутр. рай-ния вп-н

Своды, мегавалы

Валы, поднятия, вершины

Террасы

Моноклинали

Ложбины

Впадины, прогибы

Рис. 1.1.1. Сургутский свод. Фрагмент тектонической карты

12

РисШ. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

(Таблица нефтеносности) СРЕДНЕОБСКОЙ НГО

под редакцией: Мясниковой ГЯ, Шпильмана В1, Шпильмана А.В.

Составили: Маиышна ЛИ,, Боровинская Н В., Лебедева Н.А., Рубина Т.6., Мяснгаа Г П, Мухер АГ, Мариненкова Н.Л., Савенков СА, Агафонова СВ.

2000 г.

РисШ. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

(Таблица нефтеносности) СРЕДНЕОБСКОЙ НГО

под редакцией: Мясниковой ГЛ,, Шпильмана В.И.. Шпильмана А.В.

Составили: Мамыкина Л.И., Боровинская Н.В., Лебедева Н.А., Рубина Т.В, Мясникова ГЛ,, Мухер А.Г, Мариненкова Н,Л, Савеноков С.А, Агафонова СВ.

2000 г.

Список литературы