Содержание к диссертации
Введение
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 период с 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
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 «ЛУКОИЛ-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
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. ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» 200
5.3. ОАО НК «ЮКОС» 203
VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 211
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 212
- Особенности разграничения полномочий пользования недрами в сфере недропользования
- Полуденный лицензионный участок ХМН 00342 НЭ
- Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Среднеобской НТО
Введение к работе
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.
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;
2. 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.
Особенности разграничения полномочий пользования недрами в сфере недропользования
В России при пользовании недрами был принят принцип «двух ключей» или совместного ведения, что является уникальной особенностью российского законодательства.
Позиция конституционного суда РФ (2) состоит в том, что по предметам совместного ведения принимаются федеральные законы, на основе которых может осуществляться разграничение собственности и полномочий между Российской Федерацией и ее субъектами, при этом законы и иные нормативно-правовые акты субъектов РФ, принятые по предметам совместного ведения, не могут противоречить соответствующим федеральным законам3. Вопрос взаимодействия органов власти и управления на всех уровнях очень сложен, тем более в недропользовании со всем многообразием аспектов и проблем (44).
В сфере недропользования не могут отдельно друг от друга существовать федеральная, региональная или корпоративная политика. Недра едины и неделимы.
Из принципа «двух ключей» не следует равенства компетенции. Необходимо учитывать разницу в объеме обязательств органов государственной власти РФ и субъектов Российской Федерации. Полномочия органов власти Российской Федерации и субъектов Российской Федерации в рамках совместного ведения устанавливаются Законами Российской Федерации «О недрах», «О соглашениях о разделе продукции».
В Законе Российской Федерации «О недрах» распределены полномочия Российской Федерации и субъектов Российской Федерации в сфере недропользования, а также органов местного самоуправления.
Главной целью взаимодействия федеральных, региональных и местных органов власти и управления в сфере использования государственного фонда недр (использования ресурсов нефти и газа) является максимально эффективное использование топливно-энергетических ресурсов.
В Закон РФ «О недрах» в 1995 г. была включена норма о выделении участков недр федерального значения и последующей передаче их в федеральную собственность в порядке, устанавливаемом специальным федеральным законом. Однако специальный закон так и не разработали. По Конституции РФ (1993г.) субъект РФ не вправе объявить своим достоянием (собственностью) природные ресурсы (в том числе недра) на своей территории и осуществлять такое регулирование отношений собственности, которое ограничивает их использование в интересах всех народов России, поскольку этим нарушается суверенитет Российской Федерации.
В Федеральном законе «О недрах» четко выделено разграничение функций федеральных органов государственной власти, органов государственной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления. Анализ законодательства о недропользовании показал, что федеральные органы государственной власти отвечают за стратегические задачи.
Необходимо более четкое упорядочивание и совершенствование законодательной системы субъектов в соответствии с федеральным законодательством. 2.2. Государственная система лицензирования пользования недрами.
Правовые аспекты
Федеральный Закон Российской Федерации «О недрах» (105) включил в систему недропользования рыночные механизмы, создал экономическую базу для регулирования рационального недропользования, а лицензирование пользования недрами провозгласил одним из принципов пользования недрами (38). Механизм применения лицензирования изложен в положении «О порядке лицензирования пользования недрами» и других нормативных правовых актах различных уровней. Государственная система лицензирования представляет единый порядок предоставления недр в пользование и включает информационную, научно-аналитическую, экономическую и юридическую подготовку материалов и их оформление. Основными задачами государственной системы лицензирования являются:
практическая реализация государственных программ развития добывающей промышленности и минерально-сырьевой базы, защиты интересов национальной безопасности Российской Федерации;
социальных, экономических, экологических и других интересов населения, проживающего на данной территории, и всех граждан Российской Федерации;
равных возможностей всех юридических лиц и граждан в получении лицензий;
развития рыночных отношений, проведения антимонопольной политики в сфере пользования недрами;
необходимых гарантий владельцам лицензий и защиты их права пользования недрами.
Государственная система лицензирования недр предусматривает обязательное получение всеми пользователями недр лицензии, удостоверяющей право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в ней целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий. Между уполномоченными на то органами государственной власти и пользователем недр может быть заключен договор с условиями пользования таким участком, а также обязательства сторон по выполнению указанного договора. Предоставление участка (участков) недр в пользование на условиях соглашения о разделе продукции также оформляется лицензией на пользование недрами и определяет все необходимые условия пользования недрами в соответствии с Федеральным Законом «О соглашениях о разделе продукции» и Законом Российской Федерации «О недрах».
С 1992 года - момента принятия Федерального Закона «О недрах» формы лицензий менялись несколько раз. Первые лицензии состояли из 2-3 страниц, содержащих перечень обязанностей недропользователя с указанием нормативных документов . В последующие годы текст лицензионного соглашения расширился.
Пользователями недр могут быть субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, иностранные граждане, юридические лица. Пользователями недр на условиях соглашений о разделе продукции могут быть граждане Российской Федерации, иностранные граждане, юридические лица и создаваемые на основе договоров о совместной деятельности (договоров простого товарищества) и не имеющие статуса юридического лица объединения юридических лиц при условии, что участники таких объединений несут солидарную ответственность по обязательствам, вытекающим из соглашений о разделе продукции.
Лицензия удостоверяет право проведения работ по геологическому изучению недр, разработки месторождений полезных ископаемых, использования отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, использования недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, образования особо охраняемых геологических объектов, сбора минералогических, палеонтологических и других геологических коллекционных материалов. Допускается предоставление лицензий на несколько видов пользования недрами.
Лицензия выдается на основании совместного решения органов исполнительной и государственной власти РФ и субъекта Федерации, на территории которого расположен участок недр.
Полуденный лицензионный участок ХМН 00342 НЭ
Лицензия оформлена 09.09.1993г. на ГП «Томскнефть», 06.06.1996г. переоформлена на ОАО «Томскнефть» ВНК. В пределах лицензионного участка находится Полуденное нефтяное месторождение, расположенное в Вартовском НГР южной части Нижневартовского свода. Открыто в 1983 г., эксплуатация начата в 1987г.
Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями нижнего мела АВ]2, ABj2A, АВ/ и АВ2 , залегающими на глубине 1698-1717 м. Всего выявлено 6 залежей. 93 % добывают по Западно-Полуденной площади из пласта ЮС і. Площадь много пластовая. Разгазированная нефть пласта Юі — легкая, сернистая, малосмолистая, парафинистая. Месторождение подключено к нефтепроводу Александровск-Анжеро-Судженск.
Выделено два основных эксплуатационных объектов АВц и АВ2. В дальнейшем в связи с неподтверждением первоначальной геологической модели недропользователем было принято решение о разбуривании месторождения одной сеткой скважин с формированием избирательной системы заводнения вместо трехрядной, что является нарушением действующего проектного документа.
При передаче месторождения на баланс ПО «Томскнефть» в 1994 г. его запасы нефти категории Сі увеличились по сравнению с утвержденными в ГКЗ. Это выполнено за счет осуществленного в 1993 г. прироста запасов нефти категории Сі по пластам АВі2Б, АВі3 Западно-Полуденной площади, пласту АВі2А Восточно-Полуденной площади и категории Qj по пластам ABi2A и АВі3 Восточно-Полуденной площади. В процессе освоения Западно-Полуденной площади выявлена залежь Юі1+2, по которой в 1996 г. оперативно учтены запасы нефти категории Сі и Сг.
По величине запасов месторождение относится к категории крупных, а по геологическому строению - к сложным.
Месторождение находится на второй стадии разработки: в 2002г. отбор нефти составил с начала разработки - 10021тыс.т, с начала лицензирования 9557 тыс.т. Отбор от НИЗ 25%.
В первый год лицензирования добыча нефти составила 479 тыс.т (рис.3.4.35). Дальнейшая эксплуатация месторождения шла с ежегодным увеличением добычи нефти и в 1998г. составила 1285 тыс.т, с 1999-2000гг. добыча уменьшилась до 1219 тыс.т, в 2001г. добыча увеличилась до 1320 тыс.т и в 2002г. составила 1282 тыс.т, при этом с 1999г. добыча превышала проектный уровень на 11%, в последние два года на 35%.
Обводненность в 2993г. составила 54%, в последующие годы наблюдалось уменьшение обводненности, в 1994г. она составила 33%, с 1995-1998гг.- 40%, с 1998г. обводненность увеличивалась и в 2002г. достигла 68%, при этом фактическая обводненность значительно превышала проектную в 1999г. на 3%, в последние три года - 15-18%.
Закачка воды за годы лицензирования быстро увеличивалась с 247 тыс.м3 в 1993г. до 3859 тыс.м в 2002г., при этом с 2000г. превышение фактической закачки над проектной ежегодно увеличивалось с 17 до 82% в 2002г.
В 2002г. пробурили 25 тыс.м. Бурение, предусмотренное проектом, за годы лицензирования не велось.
Действующий фонд добывающих скважин в 1993г. составил 23, действующий фонд нагнетательных скважин в 1995г.- 18 (рис. 3.4.36).
В последующие годы действующий фонд добывающих скважин постепенно увеличивался, в 1998г. наблюдался максимальный фонд за годы лицензирования 149 скважин, с 1999г. действующий фонд незначительно уменьшился и в 2002г. составил 125 скважин при проекте 193, при этом с 2000г. действующий фонд отставал от проектного на 15%, в 2002г. на 35%.
Дебит скважин по нефти в 1994г. составил 43 т/сут, в последующие годы дебит по нефти уменьшился, составив 24-28т/сут, в 2002г. - 31т/сут, превысив проектный уровень в два раза, в 2001г. превышение составило 75%. Число нагнетательных скважин за годы лицензирования увеличивалось и в 2002г. действующий фонд составил 73 скважины, превысив проектный фонд в последние два года на 16-19%.
Вывод. В последние годы показатели разработки значительно отстают от проектных, а обводненность превышает проектные показатели. В то оке время добыча нефти превышает проектные показатели за счет более высоких дебитов. В результате может произойтиразубоживание и потеря извлекаемых запасов.
Нижневартовский лицензионный участок ХМН 00343 НЭ
Лицензия оформлена 09.09.1993г. на ГП «Томскнефть», 06.06.1996г. переоформлена на ОАО «Томскнефть» ВНК. В пределах лицензионного участка находится Нижневартовское нефтяное месторождение, расположенное в Вартовском НГР в восточной части Нижневартовского свода. Открыто в 1965 г., введено в разработку в 1977 году.
Промышленная нефтегазоносность связана с терригенными отложениями нижнего мела (пласты АВ], БВ70, BBs0, БВю) и верхней юры (пласт ЮВі). Залежи пластово-сводовые. Выделено пять объектов разработки - пласты АВи БВ7, БВ8, БВ10, ЮВІ. На долю Б ю и Eg приходится 75 % запасов. Нефть легкая, с повышенной вязкостью, сернистая, парафинистая.
Месторождение по запасам относится к категории крупных, а по строению - к сложным.
Месторождение находится на завершающей стадии разработки: в 2002г. отбор нефти с начала разработки составил 22770 тыс.т, с момента лицензирования — 1091 тыс.т. Максимальный уровень добычи нефти (2397 тыс.т) достигнут в 1982г. Выработанность запасов - 88%.
В первый год лицензирования добыча нефти составила 225 тыс.т (рис.3.4.37). Дальнейшая эксплуатация месторождения шла с уменьшением добычи, в 1998-2000гг. она составила 82-99 тыс.т, в последние два года добыча увеличилась и в 2002г. составила 113 тыс.т, при этом за время лицензирования наблюдалось резкое отставание от проектного уровня на 60-70%.
Обводненность продукции 93-94%, соответствуя проекту.
Закачка воды в 1993г. составила 3120 тыс.м3. В последующие годы закачка ежегодно уменьшалась до 880-720 тыс.м3 в 1998-1999гг., в 2000-2001гг. она увеличилась доПОО тыс.м3, в 2002г. сократилась до 970 тыс.м3, причем до 1998г. отставание от проектного уровня составляло 60%, а в последующие годы порядка 70-80%.
Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Среднеобской НТО
На настоящем этапе разработки нефтяных месторождений Среднеобской НГО ухудшается структура запасов. Вводятся в разработку залежи с низкопроницаемыми коллекторами и сложным геологическим строением (пласт Юг, ачимовская толща).
Однако широкое применение современных технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации позволяет на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, не только снижать темпы падения добычи, но и стабилизировать и даже увеличивать добычу нефти. В настоящее время для компаний - это значительный резерв по увеличению добычи и полноты извлечения нефти из разрабатываемых объектов.
По характеру воздействия на призабойную зону методы увеличения проницаемости пород могут быть подразделены на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов эти методы применяют в комплексе или последовательно (50, 78).
Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями.
Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном, различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость. При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается в результате создания новых каналов и трещин в призабойной зоне скважины. Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на промыслах. Механические методы обработки используют в пластах, сложенных плотными породами. Тепловые методы воздействия применяют для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов, и интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Физические методы, в основном, используют для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате увеличивается проницаемость пород для нефти. всей добычи получено благодаря применению современных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков. В 2002г. из 109189 тыс.т нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи добыто 14101 тыс.т, или 13% от всей добычи.
Например, залежи нефти пластов Ад-8 Федоровского месторождения практически на всей площади представляют собой тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой. Предусматривается пробурить 950 горизонтальных скважин и дополнительно вовлечь в разработку 100 млн.т геологических запасов, КИН увеличится.
Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов в 2002г. дали 1,5 млн.т нефти, или 11%. При помощи обработки призабойных зон пласта (ОПЗ) в 2001-2002гг. добыто 1,4-1,7 млн.т нефти (3%) и на долю прочих технологий приходится 8,1-5,1 млн.т нефти (49-36%).
Наиболее эффективными в 2001-2002 гг. были методы с применением бурения горизонтальных скважин - 4,32-7,84 тыс.т/опер., проходка второго ствола - 4,89-5,29 тыс.т/опер. Следует отметить низкую эффективность гидродинамических методов воздействия на пласт- 0,57 тыс.т/опер.
Гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи почти 30 лет применяются на месторождениях Западной Сибири и в настоящее время продолжают широко использоваться недропользователями как основные технологии повышения эффективности разработки нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов.
На долю гидродинамических, физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков приходится 4-3,7 млн.т нефти, или 24-26%.
Наибольшая добыча нефти в 2001-2002гг. получена за счет проведения «прочих ГТМ» - 8161-5145 тыс.т. Применение физико-химических технологий позволило получить 4027-3717 тыс.т нефти, значительно меньше добыто нефти за счет : ГРП 1906-1917 тыс.т (1,8-1,7% от всей дополнительно добытой нефти); обработки призабойных зон - 1411-1760 тыс л-; зарезки 2-х стволов и бурения горизонтальных скважин - 902-1562 тыс.т.
Применение прочих геолого-технических методов в 2002г. сократилось в три раза и составило - 4 913 скв.-опер., но эффективность этих методов выросла в два раза по сравнению с 2001 годом и составила- 1,05 тыс.т./опер.
В 2002г. увеличились объемы работ по гидроразрыву пластов - на 10%, гидродинамических и физико-химических методов на 2%, горизонтальных скважин пробурено на 16% меньше, зарезки 2-х стволов на 80% выполнено больше, чем в 2001 г. В то же время на 31% уменьшилось число «прочих ГТМ».
