в 2001 г. составила 1840,590 тыс. усл.ед., ожидаемая 2002 г.

Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения
УДК 622.276.1/.4 (476)
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ БЕЛАРУСИ
И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
И. А.Стрешинский, М. Ф.Кибаш, Н. К.Карташ
(БелНИПИнефть)
На балансе РУП «ПО «Белоруснефть» по состоянию на 01.01.2002 г. числятся 56
месторождений с остаточными извлекаемыми запасами:
— до 1 млн. усл.ед. – 40;
— от 1 до 5 млн. усл.ед. – 14;
— свыше 5 млн. усл.ед. – 2.
По степени выработки запасов месторождения разделяются следующим образом:
— выработано до 20% — 34 месторождения, добыча в 2001 г. – 173,1 тыс. усл.ед.;
— выработано от 20% до 50% — 6 месторождений, добыча в 2001 г. – 165,5 тыс.
усл.ед.;
— выработано от 50 до 80% — 11 месторождений, добыча в 2001 г. – 995.0 тыс.
усл.ед.;
— выработано более 80% — 5 месторождений, добыча в 2001 г. – 505,5 тыс. усл.ед.
Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых
месторождениях по степени обводненности выглядит следующим образом:
— безводная продукция –10 месторождений с запасами 8,0 млн. усл.ед.;
— обводненность до 50% — 19 месторождений с запасами 25.7 млн. усл.ед.;
— обводненность от 50 до 80% — 10 месторождений с запасами 15.6 млн. усл.ед.;
— обводненность более 80% — 2 месторождения с запасами 8.8 млн. усл.ед.
Месторождения РУП «ПО «Белоруснефть» находятся на различных стадиях
разработки.
На IV стадии находятся 12 месторождений. Среди них все наиболее крупные
месторождения (Речицкое, Осташковичское, Южно-Осташковичское и др.), а также два
небольших месторождения (Озерщинское и Полесское). По этим месторождениям
отобрано 87,1 млн. усл.ед. нефти или 79,7% от начальных извлекаемых запасов.
Остаточные запасы по ним оцениваются 22,1 млн. усл.ед. или 35,8% от всех остаточных
запасов. На всех месторождениях (за исключением верхнепротерозойской и воронежской
залежей Речицкого, елецкой залежи Осташковичского, Рассветовского блока
Тишковского месторождений) закончено формирование добывающей сетки скважин,
добывающий фонд – 309 скважин. Однако необходимо отметить, что свыше 60% фонда
скважин эксплуатируется 20 и более лет. Добыча нефти по месторождениям IV стадии
составила в 2001 году 1026,4 тыс. усл.ед. или 55.8% от всей добычи.
На всех месторождениях создана система ППД.
Главной особенностью разработки месторождений IV стадии, и надо сказать,
неприятной особенностью является прогрессирующее обводнение продукции, которое
составляет в среднем 84,9–92%. Если бы не принимались соответствующие меры, о чем
будет сказано дальше, на некоторых месторождениях обводненность достигала бы 100%.
На III стадии разработки с падающей добычей находятся 9 месторождений
(Ю-Сосновское, Мармовичское, Дубровское и др.). По этим месторождениям отобрано
17,1 млн. усл.ед. нефти, остаточные извлекаемые запасы – 15,2 млн. усл.ед. или 24,5% от
всех остаточных запасов. Добыча нефти по месторождениям III стадии составила в 2001
году 638,4 тыс. усл.ед. или 34,7% от всей добычи.
На 7 месторождениях завершено формирование проектной сетки скважин, на
Золотухинском месторождении бурение добывающих скважин продолжается.
3
4
Система ППД создана на всех месторождениях, обводненность продукции 8,5 —
59%.
Суммарная добыча нефти по месторождениям, находящимся на поздних стадиях
разработки (III и IV), составила в 2001 г. 1,7 млн. усл.ед. или 90,3% от всей добычи
нефти.
На II стадии находятся 2 месторождения: В-Дроздовское и Судовицкое. Добыча по
ним в 2001 г. составила 55,1 тыс. усл.ед. нефти, остаточные запасы нефти – 3.13 млн.
усл.ед.
или 5,1% от всех остаточных запасов. В-Дроздовское месторождение
разрабатывается на естественном режиме за счет влияния законтурной водонапорной
области, на Судовицком месторождении создана система ППД.
На I стадии разработки находятся 39 месторождений. Добыча по ним в 2001 г.
составляла 120,6 тыс. усл.ед. или 6,6% от всей добычи. Остаточные извлекаемые запасы
по этим месторождениям составляют 21,5 млн. усл.ед. или 34,7% от всех остаточных
запасов. Месторождения данной группы имеют небольшие запасы, низкие
фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Фонд скважин на этих
месторождениях — 1-3 скважины. Система ППД создана только на 6 месторождениях. На
большинстве месторождений требуется бурение добывающих скважин. На 5
месторождениях требуется создание системы ППД.
В консервации находятся 13 месторождений.
Фонд скважин на этих месторождениях составляет, как правило, одну единицу,
иногда – две скважины. Остаточные извлекаемые запасы по этим месторождениям
оцениваются в 3,5 млн. усл.ед. или 5,5% от остаточных извлекаемых запасов. Ввод этих
месторождений в разработку планируется в 2002-2005 гг. Добыча нефти по указанным
месторождениям будет сопровождаться большими осложнениями — вязкая нефть (4
месторождения), плохие коллекторские свойства (12 месторождений), отсутствие системы
ППД и нерентабельность ее создания, нерентабельные, очень малые дебиты (0,5 – 1 т/сут.)
на 8 месторождениях. Однако для поддержания добычи планируется вести и такие,
заведомо убыточные месторождения.
На балансе ПО “Белгеология” находятся 8 месторождений – Прохоровское, НДроздовское, В-Березинское, З – Славаньское, С – Чистолужское, Комаровичское, НСосновское, С-Березинское. Все месторождения характеризуются ухудшенными
условиями добычи, однако они тоже планируются к вводу в разработку в течение 2003–
2004 гг.
Таким образом, на 1.01.2002 г. добыча нефти осуществляется на 46
месторождениях, из них 29 находились в промышленной разработке, в пробной
эксплуатации — 17.
В таблице 1 представлены показатели разработки месторождений, находящихся в
промышленной и пробной эксплуатации.
Таблица 1
Показатели
1995
1996
1997
1998
1999
Месторождения в промышленной разработке
2000
2001
Добыча нефти,
тыс. усл.ед.
% от общей добычи
Количество
месторождений, шт.
1852,14
1796,48
1732,9
1698,544
96
26
97
26
95
26
93
26
92
24
90,7
24
91,5
29
Фонд скважин
(добывающих), шт.
472
479
450
485
492
470
510
4
1690,895 1669,706 1685,1
Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения
Фонд скважин
(нагнетательных), шт.
106
89
92
116
117
116
136
Продолжение табл. 1
Месторождения в пробной эксплуатации
Добыча нефти,
тыс. усл.ед.
% от общей добычи
Количество
месторождений, шт.
Фонд скважин
(добывающих), шт.
Фонд скважин
(нагнетательных), шт.
Добыча нефти
(ВСЕГО), тыс. усл.ед.
79,92
63,78
88,9
131,555
149,122
170,878
155,5
4
14
3
13
5
16
7
20
8
19
9,3
19
8,5
17
26
26
35
49
51
51
59
2
4
4
8
9
1821,8
1830,099
1932,06
1860,26
1840,017 1840,584 1840,6
Добыча нефти по объединению «Белоруснефть» в 2001 г. составила 1840,590 тыс.
усл.ед., ожидаемая 2002 г. – 1840,5 тыс. усл.ед.
На долю месторождений нефти, находящихся в промышленной разработке,
приходится 89,2% от начальных извлекаемых запасов, числящихся на балансе РУП «ПО
«Белоруснефть». В 2001 г. добыча нефти по данной группе месторождений составила
1685,1 тыс. усл.ед. или 91,6% от общей добычи. С начала разработки отобрано 104,8 млн.
усл.ед. нефти или 69,5% от НИЗ.
Действующий фонд добывающих скважин по этой категории месторождений –
483. Среднесуточный дебит по жидкости составил 30,8 т/сут., по нефти – 10,1 тыс. усл.ед.
Обводненность продукции – 67,3%. Годовой темп отбора – 3,7% от текущих и 1,1% от
начальных извлекаемых запасов. Закачка воды для поддержания пластового давления на
конец года велась в 89 нагнетательных скважинах.
Здесь хотелось отметить одну особенность по работе добывающего фонда. Так,
неустойчивое положение с добычей нефти на ряде залежей и месторождений обусловлено
тем, что основная часть добычи (порядка 67%) обеспечивается 32% действующего фонда
скважин. Как правило, это безводные и высокодебитные скважины, расположенные в
стягивающих рядах. Поэтому обводнение или выбытие из эксплуатации иногда даже
одной скважины приводит к невыполнению годовых планов (Ю-Осташковичское, ЮСосновс-кое, Малодушинское, В-Первомайское и др.).
На месторождениях, где доля таких скважин 50% и более, потери одной скважины
не так болезненно сказываются на общей добыче (Ю-Александровское, Золотухинское,
Дубровское, Речицкое, Осташковичское).
Например, на Речицком месторождении 36 скважин (36,7%) из 98 обеспечивали в
2001 г. 67,7% добычи месторождения. На Ю-Александровском месторождении 9 скважин
(60%) дали 77,3% добычи. На Осташковичском месторождении – 28 скважин (41,1%)
обеспечили 67,5% общей добычи.
Оценивая ситуацию в области разработки, необходимо подчеркнуть проблему
ухудшения структуры запасов, то есть уменьшение доли активных запасов из-за их
опережающей выработки и роста в процентном отношении доли трудноизвлекаемых
запасов. К группе трудноизвлекаемых запасов относятся высоковязкие нефти (вязкость
более 30 мПа*с), запасы в низкопроницаемых коллекторах (проницаемость меньше 0,05
мкм2), запасы в поровой части карбонатного коллектора (в основном вырабатываются
запасы в каверново-трещинной емкости), запасы в заводненной зоне (истощенная часть
5
6
подвижных запасов со степенью выработки более 80%), составляющие в общем объеме
45,1% или 28,39 млн. усл.ед.
Выработка активных запасов по объективным причинам идет более быстрыми
темпами и, как показывают расчеты, в дальнейшем доля трудноизвлекаемых запасов
будет неуклонно возрастать. Поэтому объединение «Белоруснефть» вынуждено
вкладывать огромные финансовые средства и направлять большие материальнотехнические ресурсы на разработку трудноизвлекаемой малорентабельной части запасов
нефти. В состав этих запасов входят запасы залежей с высоковязкими нефтями и
залежами с ухудшенными коллекторскими свойствами.
Всего месторождений с тяжелыми и вязкими нефтями — 9. Остаточные
извлекаемые запасы нефти по этим месторождениям составляют 4,4 млн. усл.ед. Фонд
добывающих скважин — 16. Системы ППД нет ни на одной залежи. Добыча нефти в 2001
г. по данной группе месторождений составила 29.6 тыс. усл.ед. Среднесуточный дебит
нефти на одну действующую скважину — 5,9 т/сут., по жидкости – 6,8 т/сут.,
обводнённость – 13,4%. Доля добычи вязкой и тяжелой нефти в общем объеме составляет
1,6%. Фонд скважин на указанных месторождениях составляет от 1 до 5 единиц. На
большинстве залежей требуется дополнительное бурение добывающих и, кроме того,
нагнетательных скважин.
Из 9 месторождений 5 находятся в разработке, а 4 — в консервации. На
месторождениях с достаточно большими извлекаемыми запасами (Вишанское м/с,
Северо-Домановичское внутрисолевая залежь) необходимо создать систему ППД с
применением полимерного заводнения и бурения нагнетательных скважин. Четыре
месторождения, которые законсервированы, не имеют никакого обустройства, нет линий
ЛЭП, станков-качалок, трубопроводов.
Количество месторождений, где имеются залежи, запасы нефти которых
приуроченные к коллекторам с ухудшенными свойствами, насчитывает 38 единиц.
Начальные извлекаемые запасы по этим залежам составляют 24,4 млн. усл.ед. Добыто из
них за весь период 2,2 млн. усл.ед., остаточные запасы — 22,2 млн. усл.ед. или 35,2% от
всех остаточных запасов. Действующий фонд скважин с малопроницаемыми
коллекторами — 101, среднесуточный дебит одной такой скважины по нефти — 5,3 т/сут.
Основная проблема разработки указанных месторождений – отсутствие или слабое
влияние ППД. Для улучшения ситуации планируется проведение ГРП (ланские залежи на
Барсуковском, Вишанском, Речицком месторождениях, межсолевая залежь на Чкаловском
месторождении), развитие и совершенствование системы ППД с помощью применения
насосов высокого давления – МКНС. На залежах указанного типа, где добывающие
скважины работают в периоде, проводятся ГТМ различных видов.
По состоянию на 01.01.2002 г. по РУП «ПО Белоруснефть» периодический фонд
составляет 116 скважину. За период 1998 – 2001 гг. по 81 скважине периодического фонда
проведены ГТМ, в результате которых получена дополнительная добыча нефти (табл.2).
Таблица 2
1998
1999
2000
2001
Кол-во
Доп.
Кол-во Доп. Кол-во
Доп.
Кол-во
Доп.
Вид работ
скважин добыча скважин добыча скважин добыча скважин добыча
нефти
нефти
нефти
нефти
Изоляционные работы
4
1959
1
809
3
3525
2
9557
Интенсификация
13
11622
8
4963
3
195
4
Оптимизация
7
3862
14
7823
6
19369
23
5250
Испытание и возврат
на другие горизонты
1
1434
1
258
1
3386
5
12493
6
6500
Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения
Перевод с фонтана на
мехдобычу
1
2751
Итого
26
21628
24
13853
4
16359
13
26541
17
42834
47
60341
Как видно из таблицы, по 114 скважинам в результате проведения ГТМ получена
дополнительная добыча нефти в 138656 усл.ед., по 14 скважинам эффект оказался
кратковременным. Это скважины на залежах с вязкой нефтью и малопроницаемыми
коллекторами. Однако эти залежи имеют большие запасы, которые необходимо
разрабатывать.
Как уже отмечалось, основную добычу дают месторождения, находящиеся на III и
IV стадиях разработки. Данные месторождения выработаны на 70-80%, некоторые на 8590%, а отдельные залежи практически на 100% (семилукские залежи на Первомайском и
Северо-Надвинском месторождениях). Ежегодно на межсолевых залежах крупных
месторождений обводняются 26-35 скважин, что требует проведения изоляционных работ
по отсечению обводнившихся интервалов. На подсолевых залежах указанных
месторождений ежегодно обводняется 10-12 скважин, что требует проведения
селективной изоляции или перехода на вышележащий горизонт. В процессе эксплуатации
скважин ухудшаются характеристики призабойной зоны, снижается продуктивность, что
требует проведения работ по интенсификации притока. При этом следует отметить, что
зачастую работы по изоляции, интенсификации направленных воздействий на
определенный пласт проводятся практически вслепую, без достоверной информации о
характере насыщенности коллекторов, о промытости пласта, о заколонных перетоках, о
качестве цементирования, о состоянии зоны перфорации, о наличии на забоях
постороннего металла, приборов, зачастую недостоверных данных по величине текущего
пластового давления.
Все указанные выше причины объективно ведут к снижению уровня добычи нефти
и, в основном, происходит это в результате потерь в добыче. Нами проведен анализ
баланса добычи за период с 1997 г., т.е. когда была составлена последняя схема развития,
по 2001 г. Установлено, что ежегодные потери оцениваются в 550-640 тыс. усл.ед. нефти,
при этом технологические потери составляют 296-419 тыс. усл.ед. и компенсируются
проведением соответствующих оргтехмероприятий. Безвозвратные потери добычи нефти
за счет выработки запасов, роста обводнения и выбытия фонда скважин составили: в 1998
г. – 219 тыс. усл.ед., в 1999 г. – 270 тыс. усл.ед., в 2000 г. – 233 тыс. усл.ед., в 2001 г. – 349
тыс. усл.ед.
Для компенсации этих безвозвратных потерь проводился большой комплекс
мероприятий. Среди них выделяются два основных направления и несколько других,
менее значимых. Первое из них связано с бурением новых эксплуатационных скважин. В
1998 г. объем эксплуатационного бурения составил 40,9 тыс.м, введено 14 новых скважин,
добыча нефти из которых составила 43,9 тыс. усл.ед. , затраты – 488,1млн.руб., в 1999 г.
объем бурения – 31,5 тыс.м, введено 10 скважин, добыча нефти – 35,5 тыс. усл.ед. ,
затраты –1404,9 млн.руб., в 2000 г. объем бурения – 35 тыс.м, введено 10 скважин, добыча
нефти – 16,8 тыс. усл.ед., затраты — 4481,2 млн.руб., в 2001 г. объем бурения – 31,8 тыс.м,
введено 12 скважин, добыча нефти – 23,6 тыс. усл.ед., затраты – 10008,869 млн.руб.
Второе направление связанно с компенсацией потерь – проведение капитальных
ремонтов скважин и других ГТМ: 1998 г. – 252 скважины, дополнительная добыча нефти
184,9 тыс. усл.ед., 1999 г. – 176 скважин, дополнительная добыча нефти – 191,0 тыс.
усл.ед., 2000 г. — 159 скважин, дополнительная добыча нефти – 215,8 тыс. усл.ед., в 2001
г. – 169 скважин, дополнительная добыча нефти – 180,1 тыс. усл.ед.
Анализ результатов проведенных работ позволяет сделать некоторые выводы.
Всего за 1998, 1999, 2000 и 2001 гг. выведено из консервации 23 скважины.
Суммарная годовая добыча по ним составила 12,2 тыс. усл.ед. Все эти скважины, за
7
8
исключением 28 З-Малодушинской, пробурены ПО «Белгеология», долгое время
находились в консервации, часть из них расположена на месторождениях с вязкими
нефтями, характеризуются малопроницаемыми коллекторами. Необходимость работы на
таких месторождениях объясняется весьма значительной величиной извлекаемых запасов
– от 0,3 до 2,1 млн. усл.ед.
Бурение новых стволов является одним из наиболее эффективных видов работ.
Пробурено 26 новых стволов, расположенных на месторождениях, дающих основную
добычу. Они размещались с учетом технического состояния скважин с целью обеспечения
расчетного охвата выработкой по площади. Накопленная добыча нефти по таким
скважинам составила более 300 тыс. усл.ед. и дальше будет нарастать.
Ввод в эксплуатацию скважин из контрольного фонда и бездействия охватывает
скважины, обводнившиеся и длительное время находящиеся в бездействии. В результате
их запуска в работу за период 1998-2001 гг. лишь 4 скважины из 21 не дали эффекта.
Суммарная годовая добыча – 17,9 тыс. усл.ед.
Работы по интенсификации притока в РУП «ПО «Белоруснефть» достаточно
эффективны, их успешность, а также прирост дебита выше, чем во многих объединениях
России и стран СНГ. Суммарная годовая добыча за указанный период составила 105,3
тыс. усл.ед.
При проведении испытаний пластов и возврата на другие горизонты по всем
скважинам получены положительные результаты, за исключением тех случаев, когда в
вышележащей части разреза отсутствуют коллектора, которые ранее выделялись
геофизикой. Суммарная годовая добыча по таким скважинам – 78,8 тыс. усл.ед.
Изоляционные работы, в целом, дают большой прирост дополнительной добычи.
Отрицательные результаты появляются тогда, когда при планировании и проведении
работ нет достоверных данных по контролю за разработкой – насыщенности за колонной,
наличия заколонных перетоков, герметичности цементного камня и т.д. Суммарная
годовая добыча за счет проведения данного вида работ составила 192,2 тыс. усл.ед.
Кроме того, ежегодно проводится определенный объем ремонтно-восстановительных работ (РВР). Эти работы в соответствии с утвержденным классификатором не
относятся к работам, по которым оценивается дополнительная добыча. Однако без
проведения РВР дополнительная добыча за счет других видов ГТМ была бы ниже.
Следует отметить, что в дальнейшем количество ГТМ и их эффективность будет
постепенно уменьшаться. Уменьшение количества ГТМ будет происходить в силу того,
что большинство скважин имеют ограниченные резервы для увеличения продуктивности
данных работ. В настоящее время по основному эксплуатационному фонду уже проведено
от 2 до 8 обработок.
Снижение эффективности ГТМ будет происходить в силу следующих объективных
причин:
По интенсификации притока нефти
 увеличение доли скважин, эксплуатирующие низкопроницаемые пласты с
трудноизвлекаемыми запасами нефти;
 снижение пластового давления в залежах;
 интенсифицирующие обработки проводятся на скважинах, где они проводились
уже несколько раз.
По изоляции водопритока
 уменьшение нефтенасыщенных толщин в разрезе скважин;
 увеличение доли скважин, где работы по изоляции будут проводиться в
интервале перфорации путем селективного воздействия;
 рост обводненности и промытость в целом по залежи;
8
Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения
 экономических факторов – высокой цены используемых химреагентов,
отсутствия сырьевой базы и необходимости закупки их за пределами РБ, увеличения
сложности проводимых ремонтов.
Все вышеперечисленные работы достаточно эффективны и рентабельны.
Кроме этих двух основных направлений, позволяющих стабилизировать добычу
нефти, работы велись и по другим программам. Данные программы могут быть менее
значимы по объему дополнительной добычи нефти, но они также крайне необходимы для
оптимизации разработки месторождений. Так:
— для снижения темпов падения добычи нефти объединение вынуждено вовлекать
в разработку месторождения и залежи с низкими коллекторскими свойствами, усиливать и
создавать новые системы ППД – 38 скважин на 16 месторождениях, дополнительная
добыча за счет этого составила 75,0 тыс. усл.ед. нефти. Рост количества нагнетательных
скважин связан, прежде всего, с внедрением малогабаритных кустовых насосных станций
на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов
(Мармовичское, Барсуковское, Речицкое и Березинское месторождения). Внедрение
указанного мероприятия позволило увеличить уровень охвата системой ППД залежей с
трудноизвлекаемыми запасами нефти. Впервые на белорусских месторождениях
посредством малогабаритных кустовых насосных станций (9 блоков) с повышенным
давлением нагнетания (до 250 атм.) закачано в пласт 50,2 тыс.м3 воды, что позволит более
эффективно вести разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
— ввод в эксплуатацию месторождений, находящихся в консервации (1998 г. – 3,
1999 г. – 1, 2000 г. – 2, 2001 г. – 1) позволил получить дополнительно 1,37 тыс. усл.ед.
нефти;
— добыча высоковязких нефтей на С-Домановичском и В-Дроздовском
месторождениях, в т.ч. и в зимнее время, составила 74,7 тыс. усл.ед. за 1998-2000 гг. На ВДроздовском месторождении организована круглогодичная добыча высоковязкой нефти с
применением растворителей, снижающих вязкость продукции скважин. Для улучшения
реологических свойств вязкой нефти использованы трубопроводы с внутренним
эмалированным покрытием; опробован метод электроподогрева и откачки вязкой нефти
посредством плунжерного насоса; использован двухрядный лифт для подъема продукции
скважин с забоя на поверхность. Внедрение новой технологии позволило добыть в 1999 г.
более 32,5 тыс. усл.ед. вязкой нефти, что превысило показатели предыдущего года.
С целью поддержания добычи нефти в Республике Беларусь на максимально
возможном уровне разработана схема развития нефтяной промышленности на период до
2010 г.
В основу составления указанной схемы положены:
— величина остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях;
— анализ состояния их разработки;
— анализ энергетического состояния залежей;
— наличие проектного фонда скважин;
— необходимость восстановления добывающего фонда скважин;
— необходимость создания или усиления системы ППД.
Основные положения Схемы развития до 2010 г. сводятся к следующим позициям:
— необходимо продолжить формирование проектной сетки скважин на 12
месторождениях. При этом ежегодный объем эксплуатационного бурения составит 27-30
тыс. м, будет вводиться в эксплуатацию 10-15 скважин ежегодно, добыча по ним составит
20-25 тыс. усл.ед. В результате проведения геологоразведочных работ ежегодно
планируется вводить в эксплуатацию по 2 скважины из поискового и разведочного
бурения. Кроме того, предусматривается ввод в эксплуатацию по 1-2 скважины ежегодно
на тех месторождениях, которые будут открыты ПО «Белгеология».
9
10
Одним из важных резервов в преодолении объективных причин снижения добычи
нефти из-за выработки запасов является проведение геолого-технических мероприятий,
направленных на увеличение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.
Всего с этой целью планируется проводить ежегодно ГТМ на 130-140 скважинах.
Сложные горно-геологические условия залегания наших залежей, фильтрационноемкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие условия по физико-химическим
свойствам нефтей и пластовых вод ограничивают возможности эффективного применения
многих известных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в ближайшее время
с целью увеличения эффективности ГТМ необходимо:
— продолжить поиск, разработку и внедрение эффективных технологий
интенсификации притоков, водоизоляции и повышения нефтеотдачи;
— разработать и внедрить технологии направленного воздействия на пласт с целью
интенсификации притока кислотными составами селективного воздействия на основе
новых химреагентов;
— разработать и внедрить технологии направленного воздействия на
низкопроницаемые интервалы пласта с помощью глубоко проникающей струйной
перфорации;
— разработать и внедрить кислотные составы с высокопроникающими и
гидрофобизирующими свойствами на основе новых реагентов интенсификации притоков
в низкопроницаемых пластах;
— разработать и внедрить технологию ограничения водопритока на основе
составов селективного характера;
— подготовить и внедрить в РУП «ПО «Белоруснефть» совместно с концерном
«Белнефтехим» целевую программу по разработке оборудования на базе струйных
насосов для проведения промыслово-геофизических исследований.
За счет ГТМ ежегодно планируется получать порядка 100-110 тыс. усл.ед.
дополнительной добычи нефти.
Среди геолого-технических мероприятий отдельной позицией выделяется бурение
вторых стволов. Это направление работ для Беларуси сравнительно новое,
целенаправленные работы начали проводиться с 1998 г., когда была составлена
специальная Программа для восстановления 112 ранее ликвидированных по различным
причинам скважин. Бурение вторых стволов будет проводиться ежегодно на уровне 12-14
скважин, причем ближайшие 3-4 года практически все ликвидированные скважины будут
восстановлены и вторые стволы будут проводиться на обводненных скважинах вместо
изоляционных работ с отходом 300-400 м от прежнего местоположения в местах
расположения невыработанных тупиковых зон, целиков. Всего за 2001–2010 гг.
планируется пробурить 129 вторых стволов с суммарной дополнительной добычей нефти
153,023 тыс. усл.ед. В указанном периоде по 8 залежам степень выработки запасов
достигает 90-95%, обводненность по ним превысит 90%. По этим залежам необходимо
будет проводить закачку оторочек химреагентов с высокими нефтеотмывающими
свойствами для извлечения остаточной нефти на заводненных участках.
На месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами объединение планирует
освоить перспективный современный метод увеличения дебита – бурение горизонтальных
и разветвленных скважин (Речицкое месторождение – 4 скважины, С-Домановичское – 5
скважин, Мармовичское – 2 скважины, Вишанское – 2 скважины.
Важным направлением работ будет являться увеличение нефтеотдачи путем
регулирования охвата пластов заводнением за счет изменения профиля приемистости
нагнетательных скважин при закачке в них потокоотклоняющих агентов и оторочек,
растворов ПАВ. Всего планируются такие работы на 16 скважинах по 13 залежам.
10
Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения
Актуальной для наших условий остается добыча высоковязкой нефти, при этом
главная проблема здесь – низкое пластовое давление, поднять которое путем закачки воды
традиционными способами невозможно. Поэтому на 7 месторождениях (ВосточноДроздовское, Северо-Домановичское, Вишанское задонско-елецкая залежь и др.) с
высоковязкими нефтями (извлекаемые запасы – 4,5 млн. усл.ед.) планируются проводить
полимерное заводнение.
На залежах с малопроницаемыми коллекторами (ланский, воронежский и елецкий
горизонты) поддержание пластового давления будет проводиться с помощью двух
методов. Первый из них будет осуществляться при помощи проведения СКР, в основном
по нагнетательным скважинам. Второе направление – организация ППД с помощью
МКНС. Вдобавок к существующим системам закачка с помощью МКНС будет
организована еще на 7 залежах (Вишанское месторождение межсолевая залежь, Речицкое
месторождение венская залежь, С-Домановичское месторождение и др.)
Одним из реализуемых в ближайшую перспективу мероприятий будет ввод всех
находящихся в консервации месторождений в разработку, а также ввод в эксплуатацию
законсервированных скважин на разрабатываемых месторождениях. До 2005 г.
планируется ввести в разработку все месторождения.
Каждое из указанных выше направлений по стабилизации добычи нефти будет
реализовано посредством внедрения специальных целевых Программ.
В процессе реализации схемы развития нефтяной промышленности Беларуси на
период до 2010 г.:
— количество разрабатываемых месторождений увеличится до 64;
— фонд добывающих скважин вырастет до 622;
— за 10 лет в эксплуатацию будет введено 128 новых скважин, выведено из фонда
163 скважины;
— добыча нефти будет изменяться от 1840,5 тыс. усл.ед. в 2001 г. до 1477 тыс.
усл. ед. в 2010 г.;
— фонтанный фонд в 2001 г. — 78, дебит — 17,5 т/сут., добыча нефти 437,8 тыс.
усл.ед. , 23,8% от общей добычи, в 2010 г. дебит 8,8 т/сут, добыча 144,1 тыс. усл.ед. , 9,8%
от общей добычи;
— фонд скважин, работающих ЭЦН в 2001 г. 141, дебит 17,2 т/сут., добыча —
842,1 тыс. усл.ед. нефти, 45,7% от общей добычи; в 2010 г. фонд — 127, дебит — 14,1
т/сут., добыча — 620,5 тыс. усл.ед., от общей добычи 42,0%;
— фонд скважин, работающих ШГН в 2001 г. — 384, дебит — 4,2 т/сут., добыча
— 561 тыс. усл.ед. нефти, 30,5 % от общей добычи, в 2010 г. фонд — 459, дебит — 4,5
т/сут., добыча — 712,4 тыс. усл.ед., от общей добычи 48,2%;
— добыча жидкости будет изменяться от 5456,9 тыс. усл.ед. в 2001 г. до 6037,8
усл.ед. в 2010 г.;
— закачка воды составит в 2001 г. 5342,3 тыс. м3, в 2010 г. – 5565,7 тыс. м3;
— за 10 лет количество нагнетательных скважин увеличится с 128 до 158;
— системой ППД будет охвачено 39 месторождений.
По-прежнему в 2010 г., как и в 2001 г., 10 наиболее крупных, открытых в 60-е гг.
месторождений будут формировать 70 % всей добычи, за исключением двух: Чкаловского
и Ново-Давыдовского месторождений. Поэтому и основное внимание как в финансовом,
так и в организационном плане должно будет уделяться старым месторождениям. Тем
более, что почти половина прироста запасов будет получена на старых месторождениях за
счет доразведки и пересчета запасов, а число вновь открытых месторождений составит 67, а запасы нефти по ним от 4,8 до 5,6 млн. усл.ед.
11