Разведку и разработку месторождений района осуществляет ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», на балансе которого на 01.01.04 г. числится 21 месторождение, из них 17 введены в разработку. Самое «старое» Трехозерное месторождение было открыто в I960 г. и введено в эксплуатацию в 1964 г. Эта дата является началом истории нефтедобычи района.
Территория деятельности ТПП «Урайнефегаз» расположена в пределах Ханты-Мансийского автономного округа в Советском и Кондинском районах. В динамике добычи нефти по месторождениям ТПП «Урайнефтегаз» выделяются четыре периода:
• интенсивный рост добычи нефти в 1964-1971 гг. до 5,5 млн. т;
• замедленный рост добычи в 1972-1990 гг. от 5,5 млн. до 7,8 млн. т,
• снижение добычи нефти в 1991-1996 гг.
• стабилизация и дальнейший рост добычи с 1997 г. от 4,1 млн. до 4,7 млн.т.
На первом этапе освоения района (1964-1966 гг.) в разработку были введены Трехозерное и Мортымья-Тетеревское месторождения, основная доля запасов которых сосредоточена в высокопродуктивном пласте П. Начальный дебит скважин превышал 50 т/сут. В 1973-1980 гг. были введены в эксплуатацию еще четыре месторождения (Убинское, Толумское, Даниловское, Мулымьинское) с высокопродуктивным пластом П (кроме Убинского месторождения). Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) по этой группе месторождений составляют около 60 % суммарных по району.
В 1984-1989 гг. были введены в разработку семь месторождений (Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское, Шушминское, Яхлинское, Узбекское), структура запасов нефти которых (кроме Северо-Даниловского) оказалась значительно хуже ранее введенных: на долю низкопродуктивных объектов приходится около 60% НИЗ. В 1995-1997 гг. с аналогичной структурой запасов введены в разработку Мансингьянское, Сыморьяхское и Тальниковое месторождения, а в 2002 г. - в опытно-промышленную эксплуатацию Западно-Тугровское месторождение.
Таким образом, открытие и ввод в эксплуатацию за последние 15 лет месторождений с преобладанием низкопродуктивных нижнее - и среднеюрских пластов ухудшили структуру и качество запасов нефти, что повлияло на добычу нефти.
По мере совершенствования методов исследований и накопления опыта геологоразведочных работ существенно изменилось представление о строении продуктивных объектов, что объясняет непростую ситуацию с добычей нефти в Районе, максимальный уровень которой (7,798 млн. т) был достигнут в 1989 г.
В настоящее время основная добыча нефти обеспечивается месторождениями, Сходящимися на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин, выработки запасов и обводненности добываемой продукции. В последние годы добыча нефти стабилизировалась на уровне 4,5 млн. т (темп отбора составил 4,7 % трудноизвлекаемых запасов), однако тенденций к ее значительному увеличению не отмечается. Стабилизация добычи достигается в результате увеличения числа геолого-технических мероприятий (ГТМ), основными из которых являются гидроразрыв пласта (ГРП), вывод скважин из бездействия и консервации.
Для восполнения запасов и увеличения добычи нефти работа ведется в нескольких направлениях. Одним из важнейших направлений укрепления минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз» является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. В этой области накоплен большой опыт и получены хорошие результаты. За весь период применения физико-химических и гидродинамических МУН дополнительно получено 16,9 млн. т нефти, или 8,6 % суммарной накопленной добычи. Для наращивания минерально-сырьевых ресурсов и добычи нефти с 2000 г. ТПП «Урайнефтегаз» приняло активное участие в разработке и выполнении территориальных программ по геологическому изучению нераспределенного фонда недр, непосредственно примыкающих лицензионным участкам «Урайнефтегаза» и удаленных от них. Участки нераспределенного фонда земель, прилегающие к территории деятельности предприятия представляют первостепенный интерес в плане их приобретения на конкурсной основе и получения лицензий на геологическое изучение недр для укрупнения своих площадей лицензирования, подготовки новых запасов нефти и вовлечения их в разработку.
Таким образом, с учетом сложного геологического строения района можно выделить следующие перспективные направления восстановления и расширения минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз»:
1. Комплексная обработка и интерпретация всей имеющейся геолого-геофизической информации (прежде всего сейсмической) для выявления новых перспективных ловушек углеводородов структурного и неструктурного типов.
2. Проведение поисково-разведочных, и доразведочных работ для выявления новых залежей неструктурного или комбинированного типа, в том числе пропущенных на разрабатываемых месторождениях в отложениях викуловской, абалакской, тюменской свит и доюрского комплекса.
3. Изучение залежей нефти, приуроченных к коре выветривания доюрского комплекса, с обоснованием фильтрационно-емкостной модели коллекторов и разработкой петрофизического обеспечений для методики интерпретации данных геофизических исследований скважин. Кроме того, перспективно изучение нефтегазоносности более глубоко залегающих толщ палеозоя.
4. Проведение поисково-разведочных работ па перспективных участках нераспределенного фонда, непосредственно примыкающих к лицензионным и более удаленных [6].
В настоящее время в НГДУ «Сургутнефть» в промышленной эксплуатации находятся шесть месторождений с добычей нефти 18.5 тыс. т/сут. В 1984 г. добыча составляла 30 тыс. т/сут. В тот период в НГДУ в разработке находились такие крупные месторождения, как Быстринское и Солкинское, на основе которых образовалось НГДУ «Быстринскнефть».
Запасы нефти месторождений НГДУ «Сургутнефть» выработаны более чем на 60 %, наиболее крупного Западно-Сургутского - на 80 %. Благодаря приобретению новых месторождений, а также доразведке старых, объем имеющихся на балансе НГДУ извлекаемых запасов нефти за последние 3 года увеличился на 5 млн. т.
Однако более половины оставшихся запасов нефти являются трудноизвлекаемыми. К ним можно отнести запасы в малопроницаемых юрских отложениях, краевых зонах месторождений, а также в обводненных выработанных участках. В условиях резкого ухудшения качества запасов значительно возрастает роль геологической службы, ответственной за определение методов их извлечения. Важнейшим фактором является привлечение передовых технологий в области бурения и разработки, без применения которых выработать трудноизвлекаемые запасы невозможно.
Внедрение передовых технологий позволяет не только увеличить объем добычи, но и, что даже более важно, найти способ выработки запасов, разработка которых старыми технологиями нерентабельна. В 2004 г. планировалось начать разработку краевых зон пласта БС10 Восточно-Сургутского месторождения. В связи с малыми нефтенасыщенными толщинами краевых зон пласта, составляющими 1-2 м, заложение сетки скважин в данном районе до настоящего времени не проводилось.
Основным по запасам объектом, полномасштабная разработка запасов которого считалась нерентабельной, является пласт ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения. Запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых в связи с низкой проницаемостью пласта. Первоначально геологические запасы пласта составляли около 500 млн. т нефти, однако из-за отсутствия эффективной технологии их извлечения неоднократно пересчитывались в сторону уменьшения. Текущие геологические запасы составляют около 20 % суммарных запасов всех месторождений НГДУ. При этом добыча нефти из пласта ЮС2 равна всего 3 % суточной добычи по НГДУ.
Большую проблему для НГДУ создает высокая обводненность скважин. Решению ее способствует применение методов выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения. Широко используются методы селективной изоляции волокнисто-дисперсными составами. Одновременно проводятся испытания различных методов снижения обводненности, предлагаемых российскими сервисными компаниями.
Для обеспечения более полной выработки запасов введены в эксплуатацию скважины: из консервации, пьезометрические, ликвидированные и других категорий. Всего около 300 скважин. С начала 2002 г. эксплуатационный фонд увеличился почти на 4 %. С помощью углубления скважин старого фонда была выявлена новая высокопродуктивная залежь, что позволило прирастить более 5 млн. т. извлекаемых запасов нефти и сразу включить их в разработку, без затрат на обустройство. Открыты районы, перспективные для бурения. Обеспечены постоянный рост добычи и превышение проектных показателей по всем месторождениям.
На месторождениях НГДУ «Сургутнефть» за 40 лет эксплуатации добыто 314 млн. т. нефти, но это не предел, имеются большие перспективы [7].
ОАО «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» учреждено в соответствии с Указами Президента Российской Федерации и зарегистрировано Постановлением Главы Администрации Нефтекумского района Ставропольского края №2 от 4 января 1994 г.
В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» входит в состав нефтяной компании «Роснефть» и разрабатывает 38 месторождений, расположенных на территории Ставропольского края. В ОАО «НК «Роснефть» - Ставро-польнефтегаз» добыча нефти начата в 1953 г. с вводом в разработку месторождения Озек-Суат с начальными извлекаемыми запасами 19,3 млн. т нефти. В 1958 г. в разработку было введено наиболее крупяное Величаевско-Колодезное месторождение с начальными запасами 72,7 млн. т нефти. Добыча нефти осуществлялась фонтанным способом. Ввод в разработку в 1970 г. газоконденсатного месторождения Русский Хутор с извлекаемыми запасами газа высокого давления 3000 млн. м3 создал благоприятные условия для внедрения бескомпрессорного газлифтного способа добычи нефти. В 70-е годы газлифтный способ эксплуатации являлся более рациональным по сравнению с насосным как с технической, так и с экономической точек зрения.