WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

МУЛЯВИН СЕМЕН ФЕДОРОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2012

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
(ОАО «СибНИИНП»)

Научный консультант        - доктор геолого-минералогических наук,
Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: - Сохошко Сергей Константинович, доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», кафедра МИУП, заведующий

- Сафин Станислав Газизович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный универ-ситет имени М.В.Ломоносова», профессор

- Кустышев Александр Васильевич, доктор технических наук, профессор, ООО «Тюмен-НИИгипрогаз», главный научный сотрудник

Ведущая организация:        - ФГБОУ ВПО Российский государственный уни-верситет нефти и газа им. академика И.М. Губкина

Защита состоится «  » декабря 2012 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027,

г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан « » ноября 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                        Г.П. Зозуля

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Характерной особенностью современного развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений на стадию падающей добычи. Из этого следует, что на фоне постоянного роста потребления углеводородного сырья (УВС) ресурсы недр неуклонно истощаются. Отсюда вытекает необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, обозначенной в «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» и имеющей важное значение для экономики страны – обеспечения высоких объемов добычи нефти и газа и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%.

Кроме этого, вновь осваиваемые месторождения в течение последних десятилетий имеют тенденцию к снижению запасов углеводородного сырья: если в 1985-1990 гг. средняя статистическая величина начальных запасов нефти по месторождению оценивалась примерно в 18 млн.т., то в последнее десятилетие она снизилась примерно до 7 млн.т.

Реальным путем решения проблемы является ввод в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в обустроенных районах, но характеризующихся сложным геологическим строением, фазовым составом и, как правило, малыми извлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд м3). Естественно, что подходы к освоению и разработке таких месторождений будут существенно отличаться от традиционных. Это касается не только темпов добычи УВС, систем разработки, технических средств и технологических приемов, но также подходов к проектированию разработки, учитывающих особенности геологического строения, дизайн и архитектуру скважин и пр. В настоящее время принципы размещения скважин сложной архитектуры, расчет плотности сетки скважин, оценка коэффициента охвата для различных систем разработки обозначены недостаточно четко, в результате чего традиционные схемы разработки часто оказываются неэффективными.

Исходя из вышесказанного можно выделить несколько уровней актуализации проблемы освоения сложнопостроенных месторождений (на примере малых): методологический – создание и совершенствование системы проектирования разработки малых залежей; научно-методический – научное обоснование новых способов повышения эффективности разработки малых месторождений; практический – повышение качества проектных работ и эффективного контроля за разработкой; организационный – подготовка квалифицированных кадров в области разработки сложнопостроенных месторождений углеводородного сырья.

Цель работы

Повышение эффективности разработки малых нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением на основе обобщения практического опыта, геолого-промыслового анализа и применения новых научно-технических и технологических решений.

Задачи исследования

1. Анализ состояния ресурсной базы месторождений на примере ЯНАО, обобщение особенностей разработки залежей углеводородного сырья и выработки запасов углеводородов.

2. Анализ существующих методов оценки нефтеотдачи и разработка новой методики расчета коэффициента охвата для систем разработки со скважинами сложной архитектуры.

3. Разработать методику технологической оценки эффективности освоения малых месторождений с учетом геолого-физической характеристики и технологических факторов, рекомендаций по формированию программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) при регулировании и управлении разработкой  залежей сложного геологического строения.

4. Обоснование новых параметров характеристик вытеснения нефти водой при применении заводнения для достоверной оценки потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата.

5. Обоснование методов проектирования разработки сложнопостроенных  месторождений нефти и газа на основе комплексного анализа выработки запасов с применением новых технологий и научно-технических решений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются сложнопостроенные, малые по запасам нефтяные и газовые месторождения, предметом – системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.

Научная новизна

1. На основе анализа выработки запасов нефти крупных пластово-сводовых залежей установлено, что в процессе внутриконтурного заводнения эксплуатационного объекта формируются техногенные водонефтяные зоны, которая можно рассматривать как самостоятельные залежи с малыми остаточными запасами, сконцентрированными по площади в районах локальных куполов, а по разрезу - в кровельной части.

2. Разработаны методические рекомендации по технологической оценке эффективности освоения сложнопостроенных месторождений, предусматривающие расчет коэффициента охвата для систем скважин сложной архитектуры.

3. Даны научно-методические рекомендации по формированию программы геолого-технических мероприятий, основанные на формализованном алгоритме, позволяющем принимать эффективные решения по конкретным скважинам.

4. Предложена обобщенная характеристика вытеснения нефти водой, позволяющая оценивать потенциально извлекаемые запасы нефти и рассчитать коэффициент охвата вытеснением с минимальной погрешностью;

5. Предложены методы проектирования и методика оценки эффективности разработки сложнопостроенных залежей при реализации систем разработки со скважинами сложной архитектуры (горизонтальные и многозабойные скважины, с применением гидроразрыва пласта, зарезка боковых стволов и боковых горизонтальных стволов, одновременно-раздельная эксплуатация), а также избирательного заводнения и других мероприятий, позволяющих повысить темпы отбора УВС и отдачу пластов.

Практическая ценность работы

  1. Дан анализ состояния ресурсной базы месторождений нефти и газа ЯНАО, на основе которого оценена эффективность освоения малых залежей и месторождений нефти и газа.
  2. Внедрены в практику проектирования и управления разработкой: методика расчета коэффициента охвата для систем горизонтальных скважин (ГС); методические рекомендации по технологической оценке эффективности ввода новых месторождений; методические рекомендации по формированию программы ГТМ; алгоритм и компьютерная программа расчета величины потенциально извлекаемых запасов нефти по обобщенной характеристике вытеснения нефти водой.
  3. Предложен способ разработки нефтяной залежи, учитывающий гравитационные эффекты в системе «нефть-вода» (патент РФ № 2225941). Данная модель реализована в виде компьютерной программы FiltrG, а результаты расчетов нашли свое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений.
  4. На основе авторских инноваций выполнены и реализованы документы по разработке (тех.схемы и проекты) ряда месторождений ЯНАО, ХМАО, Томской области, Красноярского края и других регионов, в которых предусмотрены: оптимизация количества скважин, увеличение охвата воздей-ствием, рост входных дебитов нефти и газа, повышение объемов добычи УВС в 1,5-2,0 раза и КИН - до 10% по сравнению с традиционными подходами.
  5. По результатам преподавательской деятельности издано и используется в учебном процессе пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений» для студентов направления «Нефтегазовое дело» ТюмГНГУ.

Основные защищаемые положения (теоретическая значимость)

  1. Обоснование новых понятий - «плотность сетки горизонтальных скважин» и «обобщенный (разукрупненный) объект разработки» и использование их при проектировании разработки.
  2. Методика оценки коэффициента охвата вытеснением, учитывающая особенности геологического строения, дизайн и архитектуру скважин со сложной конструкцией.
  3. Научно-методические рекомендации по формированию эффективного комплекса ГТМ при разработке сложнопостроенных месторождений нефти и газа, характеризующихся малыми запасами УВС.
  4. Способ расчета потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата вытеснением по обобщенной характеристике вытеснения нефти водой.
  5. Обоснование эффективности новых технологий и технических решений при проектировании разработки малых залежей с применением систем скважин сложной архитектуры, позволяющее рассчитать коэффициент охвата, повысить продуктивность скважин, обеспечить расширение зоны дренирования скважин, снизить скин - фактор и в итоге – повысить эффективность разработки месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Внедрение результатов работы. Авторские исследования, направленные на совершенствование разработки месторождений нефти и газа, нашли свое отражение в проектных документах, утвержденных Центральной комиссией по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра), основными из которых являются следующие: Северо-Янгтинское нефтяное месторождение ЯНАО, 2005 г.; Высоковское газонефтяное место-рождение Пермского края, 2006 г.; Ай-Еганское газонефтяное месторождение ХМАО-Югра, 2007 г.; Тамбовское газоконденсатное месторождение Саратовской области, 2007 г.; Лиственское нефтяное месторождение Республики Удмуртии, 2007 г.; Марковское и Ярактинское нефтегазо-конденсатные месторождения Иркутской области, 2011-2012 гг  и др.

Экономический эффект от внедрения авторских инноваций составил более 500 млн. руб.

Апробация результатов работы. Основные положения авторских исследований докладывались: на Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии в проектировании разработки и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири» (г. Тюмень, 1997 г.); Российской конференции «Тепловые методы воздействия» (г. Шепси, Краснодарский край, 1997 г.); Российской научной конференции «Пути повышения уровней добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 1997 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня» (г. Тюмень, 1997 г.); научно-практической конференции, посвящен-ной 25-летию ОАО СибНИИНП; «Состояние, проблемы, основные направ-ления развития нефтяной промышленности в XXI веке». (г.Тюмень, 2000 г.); Международной конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г.Салехард, 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2007 г.); шестой региональной научно-практической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г.Тюмень, 2007 г.); Международной научно-практи-ческой конференции, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института им. Ленинского комсомола (Тюмень, 2008 г.); Научной между-народной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г.Тюмень, 2007 г.); Научной конференции «Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений» (г.Тюмень, 2008 г.); XVI научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», (г.Тюмень, 2010 г.) Основные результаты работ неоднократно докладывались и обсуждались на заседаниях кафедры РЭНГМ ТюмГНГУ (2010-2012 гг.), Центральной комис-сии по разработке месторождений ЯНАО и ХМАО-Югра (1996 - 2012 гг).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 80 работ. В автореферате приведены сведения о 50 основных публикациях, в том числе одной монографии, двух патентах РФ на изобретение. 18 работ размещены в изданиях, рекомендованных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести разделов, заключения и списка использованных источников из 264 наименований. Работа изложена на 353 страницах машинописного текста, включая 64 таблицы и 136 рисунков.

Содержание работы

Во введении сформулирована проблема, связанная с истощением недр и снижением добычи углеводородного сырья на многих разрабатываемых месторождениях. Наиболее реальным путем поддержания и наращивания уровней добычи нефти и газа является ввод в разработку небольших по запасам углеводородного сырья месторождений, расположенных как в хорошо обустроенных районах, так и на отдаленных территориях.

По ресурсам и запасам нефти и газа ЯНАО является богатейшим и уникальным регионом мира. Эксплуатация введенных нефтяных месторождений позволила достичь по ЯНАО максимума добычи - 42,2 млн.т. нефти в 2004 г. В настоящее время основные крупные и уникальные месторождения находятся в стадии падающей добычи, что обусловило ежегодное снижение добычи нефти по ЯНАО. Следует подчеркнуть, что большое количество малых и средних по запасам месторождений УВС (около 70 нефтяных и более 30 газовых), еще не введены в разработку. Эти месторождения являются существенным резервом наращивания объемов добычи УВС по региону. Однако освоение новых малых месторождений связано с определенными трудностями: небольшие запасы сырья, сложное геологическое строение, низкая продуктивность скважин предопределяют более высокую капиталоемкость освоения и себестоимость добычи УВС. Отсюда следует, что внедрение инновационных технологий, основанных на реализации систем разработки со скважинами сложной архитектуры (горизонтальные, многозабойные), а также оценка эффективности таких систем, является весьма насущной проблемой.

В первом разделе автором выполнен обзор литературных и фондовых материалов по проблемам проектирования систем разработки нефтяных и газовых месторождений.

Основы рациональной разработки нефтяных месторождений заложены советскими учеными еще в 50-е годы прошлого века: А.П. Крыловым, Н.М. Николаевским, М.Л. Сургучевым, И.А. Чарным, В.Н. Щелкачевым и др. Внедрение и реализация новых подходов происходили, в основном, на крупнейших месторождениях Урало-Поволжья: Ромашкинском, Туймазинском, Арланском, Бавлинском и других.

В разные годы вопросами повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения конечной нефте- и газоотдачи пластов, интенсификации добычи занимались такие ученые и исследователи, как З.С. Алиев, Б.Т. Баишев, К.С. Басниев, Ю.Е. Батурин, А.А. Боксерман, Ю.П. Борисов, Л.С. Бриллиант, Г.Г. Вахитов, А.И. Гриценко, Л.Ф. Дементьев, А.Н. Дмитриевский, В.И. Ермаков, О.М. Ермилов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, М.М. Иванова,  А.Э. Конторович, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат, А.П. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Д. Лысенко, В.Н. Маслов, В.В. Масленников, Р.И. Медведский, И.Т. Мищенко, Е.М. Нанивский, В.М. Ревенко, М.Д. Розенберг, М.М. Саттаров, С.Г. Сафин, М.Л. Сургучев, Р.М. Тер-Саркисов, А.П. Телков, Ф.А.Требин, В.Н. Щелкачев, Н.Л. Шешуков, Н.К. Адам, Дж. Деклауд, Н. Кларк, Ф.Ф. Крейг, М.С. Леверетт, М. Маскет, А.И. Митчелл, Л.А. Рапопорт, Дж.Г. Ричардсон, Л. Слобод, Г.П. Уиллхайт, С.А. Хатчинсон и др.

В период освоения Западной Сибири в 60-е и 70-е годы в проектиро-вание и совершенствование систем разработки, обоснование продуктивности, создание основ моделирования большой вклад внесли тюменские ученые: В.А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Г.Х. Гарифуллин, М.Г. Гарипов, М.Е. Долгих, Е.П. Ефремов, В.П. Майер, Н.К. Праведников, В.М. Ревенко, А.Г. Телишев, В.А.Туров, А.Н. Янин и многие другие. Результатом стали реализованные проекты разработки крупнейших месторождений Западной Сибири. Все это позволило вовлечь в разработку уникальные и крупные месторождения и выйти в 1987 г. на добычу нефти по России в объеме 570 млн.т.

Для оценки эффективности разработки объектов эксплуатации в практике добычи УВС обычно используется коэффициент извлечения нефти (КИН), характеризующийся отношением объема извлекаемых запасов к геологическим запасам, который определяется по формуле

КИН = QИЗВ/QГЕОЛ                                                                (1)

или покоэффициентная методика

КИН = КВЫТ * КОХВ,                                                                (2)

где QИЗВ - извлекаемые запасы нефти, млн.т.; QГЕОЛ - геологические запасы нефти, млн.т.

Коэффициент вытеснения (КВЫТ) - отношение объема пор, насыщенных подвижной нефтью к первоначальному объему нефтенасыщенных пор.

Коэффициент охвата процессом вытеснения (КОХВ) – отношение нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения (дренирования) под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасы-щенному объему залежи. КОХВ есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).

Основные методики расчета КОХВ следующие:

  1. Геолого-статистический метод (ГСМ1), в котором реальный пласт представляется двумерной областью, составленной из квадратов коллектора и неколлектора со стороной d и долей элементов коллектора в общем объеме пласта Р*, называемой аппроксимационной песчанистостью (А.Н. Юрьев, Ю.Е. Батурин);
  2. Геолого-статистический метод (ГСМ2), в котором параметр Р* заменяется эквивалентным КП, называемый геологической песчанистостью и определяемый по геолого-статистическому разрезу (В.М. Ревенко, Л.С. Бриллиант, Р.М. Курамшин).
  3. по характеристикам вытеснения нефти водой, учитывающим фактическую добычу нефти и воды по объекту.

Первые две методики предложены для системы вертикальных скважин. Следует подчеркнуть, что на этапе бурного роста нефте- и газодобычи в Западной Сибири малым залежам, в плане проектирования и управления разработкой с реализацией скважин сложной архитектуры, уделялось недостаточное внимание. До сих пор отсутствует методика расчета коэффициента охвата для систем горизонтальных и многоствольных скважин. Данный пробел в подходах к проектированию разработки сложно построенных залежей пытается восполнить автор в представленном исследовании.

Во втором разделе автором рассматриваются состояние и особенности разработки характерных нефтяных месторождений ЯНАО.

На месторождениях Ноябрьского района основные нефтеносные пласты группы БС мегионской и усть-балыкской свит нижнего мела - являются основными (базовыми) объектами разработки. Краткая характеристика залежей приведена в таблице 1.

Продуктивные пласты сложены полимиктовыми, песчано-алевро-литовыми коллекторами с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, характеризуются значительной геологической неоднородностью.

Глубины залегания пластов – 2297-2905 м. Все залежи пластовые, сводовые, зачастую литологически экранированы, имеют значительную долю запасов нефти водонефтяной зоны (ВНЗ).

Нефтенасыщенные толщины объектов невелики и изменяются от 2,7 м до 14,2 м, коэффициент пористости – от 18 до 21 %, коэффициент нефтенасыщенности – от 0,61 до 0,73 д.ед. В основном коллекторы среднепроницаемые (0,025 – 0,104 мкм2) и среднепродуктивные (0,6 – 9,0 м3/сут·МПа).

Таблица 1- Геолого-физические характеристики основных (базовых) объектов разработки ЯНАО

Месторождение,

пласт

Нефтенасыщен-ная толщина, м

Коэфф. вытес-нения, д.ед.

Коэфф. прони-цаемости, мкм2

Коэфф.песча-нистости, д.ед.

Коэфф.расчле-ненности, д.ед

Вязкость

нефти, мПа*с

Доля запасов ВНЗ, д.ед.

1

Пограничное, БС11

11,3

0,61

0,085

0,66

6,8

1,58

0,40

2

Холмогорское, БС111

7,1

0,73

0,076

0,32

4,4

1,52

0,25

3

Муравленковское,БС11

14,2

0,62

0,054

0,68

4,8

1,20

0,15

4

Карамовское, БС11

4,9

0,61

0,029

0,59

5,4

1,50

0,50

5

Крайнее, БС102

3,5

0,63

0,028

0,57

2,2

1,10

0,20

6

Суторминское, БС7

7,4

0,63

0,104

0,64

4,4

1,74

0,70

7

Суторминское, БС91

2,7

0,62

0,049

0,73

2,9

2,02

0,10

8

Суторминское, БС101

3,2

0,64

0,025

0,66

5,0

1,29

0,40

9

Суторминское, БС102

5,3

0,62

0,075

0,64

3,2

1,36

0,30

10

Вынгаяхинское, БП111

10,0

0,61

0,028

0,69

5,3

0,60

0,15

11

Вынгапуровское, БВ8

7,5

0,68

0,008

0,23

8,0

0,45

0,10

12

Сугмутское, БС92

8,1

0,65

0,047

0,82

5,0

1,10

0,30

13

Спорышевское, БС100

4,4

0,56

0,059

0,70

5,0

1,50

0,40

14

Западно-Ноябрьское, БС12

8,5

0,65

0,099

0,71

5,3

1,10

0,70

Термобарические условия типовые для севера Западной Сибири: начальное пластовое давление гидростатическое (24,1-28,1 МПа), давление насыщения существенно ниже начального (50-60 %), температура пластов - повышенная (74-91оС), нефти ньютоновские, маловязкие (0,45-2,1 мПа·с).

Рассматриваемые объекты являются основными для организации добычи как по величине начальных запасов нефти, так и по продуктивности. Они содержат 70 % запасов в целом по предприятию ОАО «Ноябрьскнефтегаз», а добыча нефти по ним в прежние годы превышала 50 - 90 % на протяжении достаточно длительного периода (рисунок 1).

Рисунок 1 - Динамика добычи нефти по ОАО «Ноябрьскнефтегаз»

Основные проектные решения, сложившиеся в период освоения месторождений Западной Сибири в 60-90-е годы прошлого века можно охарактеризовать следующим образом:

  • выделение основных объектов разработки, обеспечивающих максимальную добычу УВС при соблюдении условий рационального использования недр и содержащих более 50% промышленных запасов нефти или газа;
  • реализация внутриконтурных рядных систем заводнения (трех -, пятирядная) или площадных с оптимальной плотностью сетки скважин 25÷50 га/скв;
  • смещение проектных сеток разных объектов, залегающих друг над другом, на половину расстояния между скважинами;
  • применение механизированных способов добычи (ЭЦН, ШГН, газлифт);
  • разбуривание залежей преимущественно кустовым способом наклонно направленными скважинами по принципу «от известного к неизвестному»;
  • широкое применение эффективных ГТМ (обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта, форсированный отбор жидкости, переводы на другие пласты, приобщение пластов и др.) и методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В настоящее время основные объекты базовых месторождений перешли в третью или даже четвертую стадию разработки, характеризующиеся ростом обводненности (70-95%), снижением дебитов нефти (менее 10 т/сут), износом скважинного оборудования, старением объектов инфраструктуры и другими осложнениями.

Максимальные уровни добычи от 5 до 10 млн. т/год достигнуты по четырем объектам: БС11 Холмогорского, БС11 Пограничного, БС11 Муравленковского и БС92 Сугмутского месторождений. Кроме высокой продуктивности (1,6÷9,0·10 м3/сут·МПа) и дебитов, достигающих 79÷110 т/сут, следует отметить достаточно быстрое (в течение 5-7 лет) разбуривание этих залежей, что позволило добывающему предприятию обеспечить стабильное наращивание объемов добычи нефти на протяжении определенного периода времени.

Основные высокопродуктивные объекты позволили с наименьшими затратами, но с максимальной эффективностью обеспечить наращивание добычи. Для высокопродуктивных объектов, характеризующихся быстрым вводом, темп отбора от начальных извлекаемых запасов может достигать 8-12 % (рисунок 2).

Рисунок 2 - Зависимость максимальной добычи нефти от извлекаемых запасов (а-высокопродуктивные объекты, б – средне-продуктивные, в – низкопродуктивные)

Но поскольку таких объектов уже практически нет, необходимо применять инновационные решения (напр., скважины со сложной архитектурой) на небольших по запасам, но сложных по геологическому строению залежах, что позволит увеличить продуктивность скважин, сократить темпы обводнения и увеличить темпы годовой добычи.

Выполненная оценка потенциально извлекаемых запасов (Q0) по характеристикам вытеснения нефти водой свидетельствует, что по 6 объектам их величина равна или превышает утвержденные извлекаемые запасы. Это означает, что сформированные системы разработки достаточно эффективны и позволят достичь утвержденного коэффициента извлечения нефти (КИН). По остальным объектам величина Q0 меньше утвержденных извлекаемых запасов. Основные причина низкой величины Q0 – сокращение действующего фонда, что ведет к более редкой текущей  плотности сетки скважин (которая изменяется от 60 до 170 га/скв.) и снижению КОХВ, а также уменьшение эффективности проводимых ГТМ.

Проведенный анализ свидетельствует о необходимости совершенствования и оптимизации систем разработки, обоснования эффективных ГТМ для достижения утвержденного КИН на проблемных объектах с малыми остаточными запасами.

Как показали исследования по объекту БС11 Пограничного месторождения, значительная часть остаточных запасов приурочена к категории слабодренируемых и не вовлеченных в разработку. Такие запасы нефти расположены, как правило, в кровельной части пласта локальных куполов. На рисунке 3 приведен пример результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в скв. 1186.

На начальной стадии заводнения наблюдается отставание продвижения фронта воды по кровельной части разреза, что связано с особенностями геологического строения пласта и действием гравитационных сил. В дальнейшем по мере прокачки воды нефтенасыщенная толщина уменьшается. Полученные результаты подтверждают, что заводнение происходит преимущественно по подошве пласта. На это влияет и его значительная толщина, достигающая 20 м. Аналогичные результаты получены по другим скважинам, что подтверждает механизм выработки запасов нефти.

Рисунок 3 - Динамика заводнения пласта по данным ПГИ в скв. 1186

Проведенный анализ показывает, что обводнение подошвенной части монолитных пластов, формирование нефтенасыщенных зон в кровельной части пласта (локальных куполах) происходит благодаря влиянию гравитационных сил и проявляется за короткий период, сравнимый с основным периодом разработки месторождения.

По этой причине, как правило, на участках между добывающими скважинами в кровельной части пласта всегда остается нефть. В частности, имеются данные, согласно которым даже на высокообводненных участках залежей (обводненность скважин превышает 90 %), в зонах сводовой части залежи при расстоянии между скважинами более 250 м остаются незаводненными не менее 50 % нефтенасыщенных толщин (рисунок 4). А вот при R 0 следует, что КОХВ 1.

Результаты исследований методами ПГИ показывают, что остаточные запасы нефти сосредоточены в локальных куполах (кровельной части) зоны стягивания. Прорыв воды происходит по подошвенной части пласта. Чем меньше расчлененность пласта, тем выше вклад гравитационной составляющей и сильнее прорыв тяготеет к подошвенной части пласта.

Рисунок 4 - Распределение заводненных толщин между забоями высокообводненных скважин в сводовой части пласта

Таким образом, в результате выработки запасов происходит переформирование исходной залежи в техногенную водонефтяную залежь. Разрезающие ряды делят залежь на блоковые элементы, по остаточным запасам сопоставимые с малыми месторождениями. Следовательно, в проблеме освоения малых залежей появляется еще один аспект – эксплуатация участков, характеризующихся ухудшением продуктивных свойств в результате техногенного воздействия.

В последнее время, в связи с необходимостью извлечения остаточных запасов нефти и газа залежей, находящихся на поздней стадии разработки, существенно возрастает роль новых технологий интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи пластов: зарезка бокового ствола (ЗБС), зарезка бокового горизонтального ствола (ЗБГС), применение ГРП, одновременно-раздельная добыча (ОРД) и закачка (ОРЗ) и др.

Основной вывод, который можно сделать по результатам проведенного анализа, заключается в том, что следует осуществлять адаптацию систем разработки к выявленным локальным поднятиям, формировать зоны закачки в районах локальных прогибов, увеличивать отборы и действующий фонд скважин в зонах с максимальной остаточной насыщенностью.

Сделанный вывод подтверждается результатами проведенных ГТМ. Так, в скв. 348 Пограничного месторождения при участии автора реализована зарезка второго ствола с горизонтальным участком 300 м. Входной дебит нефти увеличился в 9 раз и составил 50 т/сут при обводненности – 23 %.

Прогнозные расчеты на гидродинамической модели показывают, что реализация предложенных автором новых технических решений и геолого-технических мероприятий способствует эффективному доизвлечению остаточных запасов нефти, что позволяет стабилизировать или даже наращивать годовую добычу нефти на ряде месторождений в течении ближайших трех-пяти лет и достигать утвержденной нефтеотдачи.

В третьем разделе автором рассмотрены особенности разработки малых залежей нефти и газа, выявлены и обобщены факторы, определяющие эффективность освоения небольших залежей на примере двух нефтяных месторождений: Северо-Пямалияхского, введенного в разработку в 1988 г., и Чатылькынского, разрабатываемого с 2008 г. Выбор месторождений не случаен, т.к. по особенностям геологического строения они близки к другим сложнопостроенным малым залежам.

На Северо-Пямалияхском месторождении выделено два объекта разработки: пласты БС101 и БС11. Они разбурены наклонно направленными скважинами по сетке 500м, смещенными относительно друг друга. Сформи-рованы сетки скважин плотностью 16,5-54,8 га/скв. Ввиду небольших размеров залежей реализовано приконтурное заводнение в циклическом режиме. Все скважины бурились со вскрытием пласта БС11. На месторождении наиболее выработан объект БС11, так как на него были углублены проектные скважины БС101. При этом извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину, составляют 40 тыс.т., максимальный темп отбора – 4,6%.

Геолого-статистический анализ имеющихся материалов показал, что величина Q0 нефти объекта БС11 составляет 1507,4 тыс.т при плотности сетки 17,4 га/скв. Q0, рассчитанное по характеристикам вытеснения нефти водой, предложенных автором, оценивается в размере 1365 тыс.т, а коэффициент охвата равен 0,839 д. ед. Полученные величины коэффициента охвата и Q0 по двум методикам имеют близкие значения, что свидетельствует об адекватности оценок и степени изученности объекта.

Анализируя имеющиеся данные, автор сделал вывод, что остаточные запасы сосредоточены по площади – в центральной купольной части залежи, а по разрезу – в кровельной части пласта. Аналогичные выводы сделаны в предыдущем разделе на примере Пограничного месторождения.

Исследования показали, что потенциальные возможности объектов БС10 и БС11 месторождения возможно реализовать при увеличении действующего фонда скважин и уплотнении сетки за счет вывода из бездействия законсервированных скважин, рационального использования естественной энергии пласта, организации периодического приконтурного заводнения, перевода скважин на вышележащий объект, бурения ГС, МЗС, ЗБС, ЗБГС  и др. Данные мероприятия отражены в проектном документе.

При реализации предложенного варианта разработки коэффициент охвата для объекта БС101 составит 0,829 д.ед., для объекта БС11 – 0,839 д.ед. КИН может существенно превысить утвержденный 0,280 и достичь 0,40 д.ед.

На Чатылькынском месторождении выявлена одна нефтяная залежь в пласте Ю1а, коллекторские свойства и продуктивность которого сходны с пластом БС11 Северо-Пямалияхского месторождения. Основные авторские проектные решения, реализованные на месторождении, предусматривают выделение одного эксплуатационного объекта – залежи нефти в пласте Ю1а, разбуривание объекта с применением горизонтальных и двуствольных скважин (рисунок 5), формирование приконтурной системы заводнения.

Реализованный фонд скважин – 22 ед., в том числе добывающих – 11 (из них горизонтальных – 5, двуствольных – 5), нагнетательных – 11. Дебит нефти новых скважин – 214,7 т/сут., удельный отбор нефти на одну добывающую скважину – 236,3 тыс. т.

Рисунок 5 - Профиль двуствольной скв. 4Г

Данные решения позволили уже на второй год разработки добыть 842 тыс. т нефти, что соответствует темпу отбора от НИЗ 19,0 %. Согласно расчетам конечный КИН достигнет величины 0,374 д.ед. Основные условия такой высокой эффективности - комплексный подход к разработке малых залежей, применение системы скважин сложной архитектуры, формирование избирательного заводнения.

Следует отметить, что быстрый рост добычи предопределяет опасность быстрого обводнения скважин, снижение добычи нефти и необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи.

Более половины открытых нефтяных месторождений ЯНАО являются малыми, извлекаемые запасы нефти которых в сумме составляют более 250 млн.т. При этом большая часть месторождений расположена в хорошо обустроенных районах и может быть быстро и эффективно введена в разработку с минимальными затратами. Ввод в разработку малых нефтяных месторождений при темпе отбора 10-20% от начальных извлекаемых запасов может обеспечить прирост добычи нефти 20-30 млн. т. в год или 25-30% суммарной добычи по ЯНАО.

Месторождения, как правило, характеризуются значительной неоднородностью коллекторских свойств, наличием обширных водонефтяных зон, небольшими толщинами и пр., что предопределяет необходимость реализации новых подходов к проектированию, в частности использование скважин сложной архитектуры.

Однако анализ известных методик показал, что для систем скважин со сложной архитектурой традиционный расчет плотности сетки скважин и коэффициента охвата не применим. Поэтому на практике обычно используется эмпирическое предположение: одна горизонтальная скважина (ГС) равна двум вертикальным скважинам.

Плотность сетки скважин определяется по формуле

S=Sзалежи/NВС.                                                                (3)

Автором впервые введено определение плотности сетки горизонтальных скважин (для нефтяных пластов малой толщины), которую можно определить по формуле

SV= Sзалежи/(NВС + a(L) · NГС),                                                (4)

где SV – плотность сетки горизонтальных скважин, м2/скв.; Sзалежи – площадь залежи, м2; NВС, NГС – количество вертикальных и горизонтальных скважин; a(L) – функция, учитывающая влияние длины ГС на плотность сетки скважин

,                                        (5)

где – зенитный угол ГС, рад; RK – радиус дренирования скважины, м; L – длина горизонтального ствола скважины, м. В частном случае при = 0 вычисляется обычная плотность сетки вертикальных скважин.

Академик В.Д. Лысенко предлагает принять a = 2 при длине скважины 400 м. Близкое значение предлагали В.В. Литвин, И.С. Закиров, И.В. Владимиров (a = 1,94) без учета длины ГС. В частном случае, приняв RK = 318,3 м из формулы (4) получается аналогичный результат. При L равном 1000 м, функция а(L) имеет значение 3.

На примере Чатылькинского месторождения можно рассчитать КОХВ и КИН для системы ГС. Геологические запасы составляют 13,1 млн.т., КВЫТ равен 0,499. Сначала рассмотрим базовый 1-й вариант для треугольной сетки скважин 500м с бурением вертикальных скважин (таблица 2). При этом плотность сетки составляет 21,8 га/скв, КОХВ = 0,85 д.ед., КИН=0,424 д.ед. Извлекаемые запасы на одну скважину равны 79,4 тыс.т.

Вариант 2 соответствует реализованному на месторождении и имеет следующие показатели: S=36,4, КОХВ =0,796, КИН=0,397 д.ед., извлекаемые запасы на 1 скважину - 236,3 тыс.т.

Можно ли улучшить данный вариант? Рассмотрим варианты, если бы длина ствола была меньше (вариант 3: L=100 м) или больше фактического (вар.4: L=1000 м). Согласно полученным расчётам длина ствола влияет на охват пласта, так как по варианту 3 коэффициент охвата снизился на 0,042 д.ед., а КИН – на 0,022. А вот по варианту 4 прирост коэффициента охвата составил 0,034 д.ед, КИН - 0,017 по сравнению с реализованным вариантом. Следовательно, увеличение длины ствола ведёт к увеличению КИН и дебита ГС (таблица 2).

Таблица 2 - Расчет коэффициента охвата по вариантам разработки

вари-анта

Фонд сква-жин

Коли-чество ГС

Коли-чество дву-ствольных

L, м

S, га/скв

КОХВ, д.ед.

КИН, д.ед

Qизв, у.е.

Qизв на 1 скв, у.е.

1

70

0

0

0

21,8

0,850

0,424

5556

79,4

2

22

5

5

500

36,4

0,796

0,397

5199

236,3

3

22

5

5

100

50,9

0,752

0,375

4912

223,3

4

22

5

5

1000

26,8

0,830

0,414

5424

246,5

Кроме этого, при увеличении длины ствола прирост дебита сокращается из-за интерференции скважин, а также потерь на трение при движении флюида. Техническим критерием ограничения дебита является произво-дительность насоса (до 2000 м3/сут), а экономическим – максимальный накопленный дисконтированный поток наличности (NPV).

Анализ показывает, что некоторые принципы проектирования малых залежей сохраняются: выделение объектов разработки, разбуривание залежей от известного к неизвестному и др. Но в отличие от крупных месторождений здесь существенное значение имеет архитектура скважин: ГС, МЗС, проведение ГРП, ГРП в ГС, избирательное заводнение и др., что позволяет увеличить плотность сетки, коэффициент охвата и в конечном итоге - КИН.

Проведенное сопоставление принципов разработки крупных и малых залежей позволил выявить и сформулировать основные факторы и подходы, которые необходимо положить в основу проектирования сложнопостроенных: нестандартные научно-технические и технологические решения, избирательная и приконтурная системы заводнения, схемы размещения с бурением горизонтальных и многозабойных скважин, обоснование режимов одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД, ОРЗ), реализация ГРП и другие (таблица 3).

Таблица 3 - Принципы разработки сложнопостроенных нефтяных место-рождений

Крупные

(извлекаемые запасы 30-300 млн. т)

Малые

(извлекаемые запасы менее 10 млн. т)

Системы заводнения

Рядные – высокопродуктивные объекты

Площадные – низкопродуктивные объекты

Компенсация>100%

Законтурная, приконтурная, избирательная, система скважин сложной архитектуры

с участием естественного режима, компенсация<100%,

Доразведка

За счет бурения разведочных скважин

В процессе бурения развед. или экспл. скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой

Темпы отбора

Обычно 3-4%,

реже 8-12% для высокопродуктивных объектов с быстрым разбуриванием

4-8% при разбуривании наклонно-направленными скважинами

8-20% при реализации ГС, МЗС и др.

Продолжение таблицы 3

ГТМ

ОПЗ, ГРП, ОРЭ,

МУН (РИР, закачка ВУС, ГОС, ВГВ, ГВ и др.)

ОПЗ, ГРП, ОРЭ,

МУН (РИР, Закачка ВУС, ГОС и др.)

Оценка дебита жидкости

Формула Дюпюи

Формулы Джоши, Борисова и др.

Период разбуривания

5-10 лет и более

1-3 года

Технология разбуривания

Кустовое бурение (до 10 скважин)

Отход менее 1000м

Укрупненные кусты (до 50 скважин)

Отход до 3000м

Извлекаемые запасы на 1 скважину

Более 25 тыс.т.

50÷100 тыс.т.

Фонд скважин

Более 500 скважин

30-100

Способы добычи

механизированный

механизированный, ОРЭ

Сетка скважин

S=Sзалежи/Nскв – равномерная, смещение проектных сеток объектов на расстояния.

Уплотнение сетки скважин

SV  – неравномерная,

плотность сетки ГС.

Скважины сложной архитектуры бурения

Расчет КОХВ по ГСМ1

Расчет КОХВ по ГСМ2

Освоение небольших газовых и газоконденсатных залежей в условиях Западной Сибири имеет свои особенности. Здесь на первый план выдвигается социальная составляющая: 1) подача газа ближайшим местным потребителям (напр. в поселки Тазовского и Ямальского районов); 2) использование газа для технологических нужд компрессорных станций; 3) объединение месторож-дений в группу для промышленной добычи газа. Данные направления имеют определенные преимущества по сравнению с освоением крупных и уникальных месторождений, как правило, удаленных от потребителя на сотни и тысячи километров.

Анализ аспектов проблемы освоения малых газовых месторождений позволяет сформулировать основные принципы, которые должны быть положены в основу методов проектирования:

  • строительство всех объектов добычи и обустройства промыслов должно быть закончено до начала ввода месторождения в разработку и рассчитано на длительную и стабильную работу с постоянным годовым отбором 1-2 % от начальных запасов и резервом для обеспечения пиковых поставок газа;
  • создание методов комплексного проектирования разработки и обустройства небольших месторождений с использованием минимального ряда блочно-комплексного оборудования и технологических комплексов;
  • темпы разработки (годовые отборы) определяются на основе технико-экономических расчетов и условий поставок газа потребителю, при этом за период постоянного отбора (20-40 лет) с одиночного месторождения или группы близко расположенных месторождений должно быть отобрано не менее 50 % от начальных запасов газа;
  • рабочие дебиты скважин должны обеспечивать стабильные уровни добычи до конца периода постоянных отборов при оптимальных технологических режимах работы скважины;
  • из-за низких дебитов целесообразно применять скважины малого диаметра;
  • запасы газа, характеристики проектных скважин и других элементов промыслов уточняются по мере накопления информации;
  • в отличие от традиционного стадийного проектирования разработки для мелких залежей сразу составляется технологическая схема разработки с соответствующим резервом на неопределенность информации (таблица 4).

Таблица 4 – Основные принципы освоения сложнопостроенных газовых залежей

Крупные (30-500 млрд. м3)

Малые (менее 10 млрд. м3)

Системы разработки

Естественный режим (газовый или упруговодонапорный)

Направления поставок газа

Удаленный потребитель

Местный потребитель, внутренние нужды

Доразведка

За счет бурения разведочных скважин

В процессе бурения развед. или экспл. скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой

Способы добычи

Фонтанный

Фонтанный

Темпы отбора

Обычно 3-6%,

период постоянной добычи 5-15 лет

Рекомендуется 1-2%,

период постоянной добычи 20-40 лет

ГТМ

ОПЗ, ГРП, РИР

ОПЗ, ГРП, РИР

Период разбуривания

5-10 лет и более

1-3 года

Продолжение таблицы 4

Технология разбуривания

Кустовое бурение (по 3-20 скважин)

Отход менее 1000м

Укрупненные кусты (3-8 скважин)

Отход до 3000м

Вертикальные, наклонно направленные (ННС)

Диаметр экспл.колонны: 168, 219 и выше

Бурение ННС, пологих стволов, ГС, МЗС, БС, ЗБГС, т.е. система скважин сложной архитек-туры. Диаметр экспл.колонны: 114, 127, 146

Извлекаемые запасы на одну скважину

1÷4 млрд.м3

1 млрд.м3

Фонд скважин

30-500 скважин

10– 20 скважин

Расстояние между забоями скважин

1500-3000 м

500-2000 м

В четвертом разделе автор рассматривает условия и необходимость применения методов и технологий повышения эффективности эксплуатации месторождений, имеющих сложное геологическое строение.

Введено определение «обобщенный (разукрупненный) объект» - это группа пластов, вскрытых одной сеткой скважин такими технологиями, которые позволяют вести инструментальный учет и контроль добычи УВС из каждого пласта. В частности, такими технологиями могут быть ОРЗ и ОРД, бурение многоствольных скважин с прохождением стволов в разных пластах, зарезка боковых стволов и др. Рассмотрим основные направления совершенствования технологических решений.

Практика бурения и эксплуатации боковых стволов из старых скважин (ЗБС и ЗБГС) свидетельствует об их большей технико-экономической эффективности по сравнению с бурением новых скважин за счёт меньшей стоимости одного метра проходки, использования существующей системы сбора, коммуникаций на промысле, экологических ограничениях.

На месторождениях Ноябрьского района при бурении боковых стволов начиная с 2000 г. получены положительные результаты. Входные дебиты жидкости после реализации данного мероприятия увеличиваются до 600 т/сут, составляя в среднем 206 т/сут. Дебиты нефти скважин, эксплуатирующихся с боковыми горизонтальными стволами, в 2,1-4,2 раза выше дебитов обычных наклонно направленных скважин. Учитывая, что обводнённость скважин с боковыми горизонтальными стволами существенно ниже, можно говорить о вовлечении в разработку ранее не дренируемых запасов и увеличении КИН.

Приобретает актуальность реализация систем разработки с горизон-тальными скважинами (ГС) и полого направленными скважинами. К примеру, основная площадь объекта БС92 Сугмутского месторождения разрабатывается c применением ГС по одно-, двухрядной системам, а также одиночными ГС. Всего пробурено 47 скважин с длинами горизонтальных участков от 300 до 1400 м и входными дебитами от 200 до 1200 т/сут.

Сравнительный анализ добычи нефти из ГС и окружающих вертикальных скважин показал следующее:

  • дебиты горизонтальных скважин в среднем в 4,0 раза выше дебитов вертикальных скважин;
  • накопленный отбор нефти за время эксплуатации ГС составил 21,04 млн.т или 447,7 тыс.т на одну ГС, в то же время накопленный отбор нефти из 540 вертикальных скважин – 40,06 млн.т или 74,2 тыс.т на одну скважину, что в 6 раз меньше.

Вышеуказанные технологии имеют существенную инвестиционную привлекательность по полученным параметрам и могут быть рекомендованы для реализации не только на крупных, но и малых месторождениях УВС.

В пятом разделе приводятся методики, методические рекомендации, созданные математические модели, разработанные при участии автора и направленные на совершенствование методов проектирования разработки сложнопостроенных залежей.

Основными задачами геолого-промыслового анализа разрабатываемого нефтяного или газового месторождения являются: оценка эффективности реализованной системы разработки; рекомендации по совершенствованию существующей системы заводнения; контроль и регулирование процесса разработки месторождения.

Для новых месторождений, имеющих низкую степень изученности и сложное геологическое строение, существенное значение имеет оценка перспектив его освоения. Автором разработана методика технологической оценки ввода в разработку месторождений на основе комплексного подхода с учетом его геолого-физической характеристики пластов (рисунок 6).

Основные исходные данные

Рисунок 6 – Алгоритм методики технологической оценки ввода в разработку месторождения (объекта)

При этом учитываются следующие условия:

  • географическое и административное положение района работ;
  • наличие и степень развития инфраструктуры в рассматриваемом районе;
  • объемы запасов углеводородного сырья;
  • классификация месторождений по фазовому состоянию флюидов (нефтяное, газовое, газоконденсатное);
  • степень разведанности продуктивных пластов;
  • степень разбуренности запасов;
  • количество пластов (однопластовое или многопластовое месторождение);
  • геолого- промысловые характеристики основных продуктивных пластов;
  • качество запасов (коллекторы высоко- или низкопродуктивные, входной дебит жидкости, свободного газа, входная обводненность, газовый фактор) и др.

Положительные (благоприятные) и отрицательные (неблагоприятные, осложняющие или негативные) факторы, определяющие особенности разработки залежей и влияющие на эффективность проектных решений, приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные факторы, определяющие особенности процесса разработки месторождения УВС

Благоприятные

Неблагоприятные

Термобарические условия типичные:

Пластовое давление (Рпл) – гидроста-тическое;Тпл = 0,03*L (температурный градиент равен 0,03 град.С/м)

Термобарические условия нетипичные:

Рпл – аномально высокое (АВПД)

или аномально низкое (АНПД);

Тпл – выше 100 оС или ниже 30 оС.

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) высокие:

- Кпор более 0,15 д.ед.;

- Кпрон более 0,02 мкм2;

- Кпесч более 0,6 д.ед.;

- Кпрод более 5 м3/сут/МПа

ФЕС низкие:

- Кпор менее 0,10 д.ед.;

- Кпрон менее 0,01мкм2;

- Кпесч менее 0,3 д.ед.;

- Кпрод менее 1 м3/сут/МПа

Для нефтяной залежи

Доля ЧНЗ больше75 %

(доля ВНЗ меньше 25 %)

Доля ЧНЗ меньше 50 %,

имеется ВНЗ более 50%

Свойства нефти ньютоновские

(нефть маловязкая, легкая или

средней плотности)

Минимум парафина (менее 2 %)

Свойства нефти неньютоновские

(высоковязкая, тяжелая нефть)

Наличие парафина больше 6 %

Газовый фактор:

- низкий (менее 50 м3/т);

- повышенный (более 90 м3/т);

- давление насыщения ниже начального пластового давления (менее 0,85•Рнач)

Газовый фактор:

- очень высокий (более 300 м3/т);

- давление насыщения равно или близко начальному пластовому давлению

Для газовой и газоконденсатной залежей

Пластовый газ сухой;

плотность газа по воздуху менее 1,0;

Конденсатный фактор менее 50 г/м3

Пластовый газ жирный;

плотность газа по воздуху более 1,0;

Конденсатный фактор более 50 г/м3

Эффективность разработки месторождения, в первую очередь зависит от геолого-физической характеристики продуктивных пластов. Все критерии разделены на группы: характеристика залежи, коллекторские свойства пластов, физико-химические свойства флюидов. При этом определяющими являются: тип, размер и форма нефтяной или газовой залежи, степень геологической неоднородности продуктивного объекта, запасы нефти и газа, подвижность насыщающего пласт флюида, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Предложенный комплексный подход позволяет оперативно дать экспертную оценку перспектив ввода месторождений в разработку.

На основе анализа геологических, технико-технологических параметров разрабатываемых объектов при участии автора разработаны научно-методические рекомендации по обоснованию ГТМ.

В качестве основных критериев выбора скважин для проведения ГТМ принимаются следующие:

  • наличие остаточной нефте- и газонасыщенной толщины более 3м;
  • наличие неперфорированных интервалов продуктивного пласта;
  • расстояние от перспективного участка до добывающих скважин более 500м;
  • высокий коэффициент песчанистости (более 0,4 д.ед);
  • высокая потенциальная продуктивность перспективного разреза;
  • извлекаемые запасы УВС более 10 тыс.т. на метр нефтенасыщенной толщины.

Все известные скважинные ГТМ ранжируются по видам, эффективности и необходимости воздействия по следующей схеме: оптимизация технологических режимов – методы интенсификации добычи – вовлечение недренируемых запасов – ПГИ – консервация скважин – ликвидация скважин.

Для каждого мероприятия определяется его эффективность по приросту дебита нефти. При условии бурения горизонтальных или многозабойных скважин рассчитывается прирост КОХВ и КИН. Последовательная реализация на промысле предложенных мероприятий по оптимизации и интенсификации добычи, развитию системы заводнения влечет за собой повышение рентабельности добычи УВС. Схема алгоритма обоснования эффективных ГТМ приведена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Алгоритм выбора ГТМ для добывающих скважин (У1={Рзаб>Рнас; Ндин<500м}; У2={нефте/газонасыщенные интервалы}; У3={имеются неперфорированные интервалы}; У4={имеются неперфорированные пласты};У5={извлекаемые запасы отобраны, f = 100%}; У6={Рпл < 0,85*Рнас перевод в ППД перевод на другой объект}; У7={имеют геологические, технические или другие причины для ликвидации}. ФОЖ-форсированный отбор жидкости,f-обводненность, РИР - ремонтно-изоляционные работы.)

В качестве примера приводится  Ермаковское месторождение. В период 1993-2000 г г. на месторождении выполнялась ежегодная программ а, подготовленная специалистами ОАО СибНИИНП и ОАО "Тюменнефтегаз" при непосредственном участии автора, реализация которой позволила не только остановить снижение добычи нефти, но и стабилизировать ее на уровне 1,5 млн.т. в течении восьми лет (рисунок 8).

Рисунок 8 - Динамика добычи на Ермаковском месторождении

Одним из важных факторов, который необходимо учитывать при проектировании разработки и планировании ГТМ является гравитационное расслоение воды и нефти, которое может проявляться в течение короткого времени разработки залежи. Это известное явление сыграло решающую роль в формировании залежей нефти за геологический период времени.

Далее автором предложена квазидвумерная гидродинамическая модель, учитывающая гравитационное разделение флюидов и перетоки жидкости между пропластками.

Интенсивность заводнения пласта по разрезу не всегда соответствует интервалам максимальной проницаемости пласта. Хотя проницаемость кровли и подошвы пласта понижена, скорость движения воды в подошвенной части может оказаться в разы выше. При этом вырабатываются в основном подошвенная и средняя части пласта, а кровельная часть межскважинного пространства остается не выработанной. Отмеченные факты позволяют сформулировать принципиальные подходы к довыработке остаточных запасов нефти с учетом влияния гравитационных сил.

Учитывая выражение для вертикального перетока жидкости, автор предлагает систему дифференциальных уравнений, которая описывает квазидвухмерную модель слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов

                       (6)

,                                                (7)

где b – ширина элемента пласта, м; hi – нефтенасыщенная толщина i-го пропластка, м; ki – коэфф. проницаемости i-го пропластка, мкм2; mi – коэфф. пористости i-го пропластка, д. ед; xi – граница раздела вода-нефть в i-ом пропластке, м; SНН – коэфф. нефтенасыщенности, д. ед; рк – давление на контуре залежи, МПа; рс – давление на забое добывающей скважины, МПа; µв,µн– вязкость воды и нефти, Па·с; t– время, с; i - номер пропластка,
S = b·|xi+1-xi|- площадь фильтрации.

Краевые условия для поставленной задачи: xi(0)=0; Qz0=Qzn=0.

В формулу (6) не входит перепад давления между пропластками. Его аналогом является разность удельных весов фильтрующихся фаз - Δγ, раз-мерность равна [Δγ]=[g Δρ] =(м/с2) (кг/м3) = 10-6 MПа/м. Следует отметить, что градиент давления в законе Дарси имеет такую же размерность (MПа/м).

Выбор параметра ε = Kz/Kx (анизотропия пласта) позволяет учесть такой фактор, как сила тяжести, что делает модель более гибкой и достоверной.

Рассмотрим отношение скоростей vz/vx и, подставив переменную x, равную L/2,  получим

                       (8)

При ε, равном 0.2 д.ед. и Δγ= 9.81(1000-850) = 1,47110-3 (MПа/м), градиенты давления вблизи забоя скважины равны (0,1÷0,5) MПа/м, а в межскважинной зоне – (0,1 ÷ 1,0)10-3 MПа/м. Получается, что отношение z/x вблизи забоя скважины изменяется от 0,5 до 4 ед., а в межскважинной зоне – от 400 до 4000 ед., то есть в межскважинном пространстве величина гравита-ционных сил существенно превышает гидродинамические силы и требует строгого учета. Чем больше разность плотностей нефти и воды и меньше градиент давления, тем большую роль играет процесс всплытия нефти.

Результаты расчета по предложенной модели можно показать на примере участка пласта БС11 Муравленковского месторождения. Алгоритм расчета продвижения фронта вытеснения на рассматриваемом участке следующий: по площади на объекте выделяются локальные купола и впадины; определяются участки с максимальными остаточными запасами нефти и строится карта текущей плотности запасов по характеристикам вытеснения.

По разрезу скважин строится геолого-статистический разрез (ГСР) участка, слои модели сопоставляются с пропластками в скважинах. Затем моделируется процесс вытеснения нефти водой с учетом гравитационного разделения флюидов.

Результаты моделирования по расчетному участку на различных моделях показывают следующее: модель слоистого пласта имеет самый продолжительный безводный период, а затем происходит резкое обводнение скважин (рисунок 9). Для модели вертикального равновесия характерен быстрый прорыв воды по подошве пласта. В слоистой модели с учетом гравитационного разделения с высокой точностью восстанавливается история разработки путем варьирования значений начального положения фронта воды в пропластках и подбора величины коэффициента анизотропии пласта (в данном примере ε составляет 0,033 д.ед.)

Изложенный модельный подход позволил предложить способ разработки нефтяной залежи (патент РФ № 2225941). Суть его состоит в подтягивании воды из подошвы пласта таким образом, чтобы вода вытесняла нефть в вертикальном направлении.

Рисунок 9 - Характеристики вытеснения рассматриваемого участка Муравленковского месторождения

На первом этапе при размещении забоя добывающей скважины в зоне локальной впадины производят ее перфорацию в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия - во всем интервале толщины продуктивного пласта (рисунок 10).

На втором этапе перфорируют кровельную часть продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности более 50 %. При этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, изолируют подошвенную часть продуктивного пласта.

Одно из направлений, имеющее практическое значение при анализе выработки запасов – оценка Q0 по характеристикам вытеснения нефти водой.

В «Методическом руководстве по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» (РД 153-39.1-004-96) приведены наиболее распространенные характеристики вытеснения.

Характеристики вытеснения базируются на фактических данных разработки залежей, интегрально учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности системы разработки и плотность сетки скважин. Основное условие применения указанных характеристик – обводненность продукции более 30%.

Автор предлагает новую характеристику вытеснения (кривая обводнения) – четырехпараметрическую зависимость

                                                       (9)

или в виде зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости

QЖ = QН + Q0·[(b-1)/(1-a)·[1-(1-QН/Q0)]]1-a,                                (10)

где QН, QЖ- накопленная добыча соответственно нефти, жидкости; M, α, ,
a = d/(1-d), b - коэффициенты уравнения, определяемые в результате статис-тической обработки фактических данных; Q0 – потенциально извлекаемые запасы нефти; f- обводненность продукции, д.ед.; fн = 1-f – доля нефти в потоке, д. ед.

Предложенный способ позволяет оценить потенциально извлекаемые запасы нефти с минимальной погрешностью. Из зависимости (9) в частном случае при =1 можно получить обобщённую зависимость С.Н. Назарова– Н.В. Сипачёва, при =0 - зависимость Р.И. Медведского.

В шестом разделе приведены результаты применения рекомендуемых подходов к проектированию разработки нефтяных и газовых месторождений, внедрения авторских научно-технических и технологических решений и методик на примере некоторых месторождений.

Принципы разработки малых по запасам нефти и газа месторождений с применением системы скважин сложной архитектуры предусматривают нестандартные научно-технические и технологические решения, а именно: избирательную систему заводнения, нерегулярную схему размещения скважин, бурение ГС и МЗС, обоснование режимов ОРД и ОРЗ, реализацию ГРП и др., что позволяет увеличить коэффициент охвата вытеснением и в конечном итоге повысить КИН или коэффициент извлечения газа.

Данные подходы в различных вариантах были предложены автором на ряде месторождений: Пограничном, Северо-Янгтинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях ЯНАО, Высоковском нефтегазовом месторождении Пермского края, Марковском нефтегазоконденсатном месторождении Иркутской области, Хвойном нефтяном месторождении Томской области и др.

Инновационные решения позволили изменить отношение к месторож-дениям, повысить или стабилизировать добычу нефти или газа и сделать проект экономически более эффективным и привлекательным. Так, на Пограничном месторождении реализованы две ЗБС. При вводе скважин в эксплуатацию входной дебит нефти составил 50 т/сут, что выше текущего дебита нефти в несколько раз. На Чатылькинском и Северо-Янгтинском месторождениях реализовано бурение горизонтальных и двуствольных скважин с входными дебитами нефти более 500 т/сут; Хвойное месторождение эффективно разрабатывается с проведением ГРП на всех скважинах.

Данные проектные документы выполнены под руководством автора, либо при его непосредственном участии. Все работы прошли экспертизу, утверждены ЦКР «Роснедра» и реализованы в практике добычи нефти и газа. Технико-экономическая эффективность от внедрения авторских инноваций составила более 500 млн.руб.

В заключении сформулированы основные рекомендации и выводы, по результатам проведенных исследований:

1. На основе анализа состояния ресурсной базы малых месторождений показано, что они являются существенным резервом увеличения добычи нефти и газа, ввод их в эксплуатацию позволит добывать ежегодно до 30 млн.т нефти и 10 млрд.м3 газа только на территории ЯНАО.

2. Принципы освоения и разработки малых залежей существенно отличаются от традиционных подходов и требуют использования скважин сложной архитектуры, обоснование нерегулярной схемы размещения скважин, использование избирательной системы заводнения, форсированных отборов жидкости, применение высокоэффективных ГТМ.

3. Крупные залежи на стадии падающей добычи в процессе заводнения переформировываются в техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать как самостоятельные залежи с малыми остаточным запасам, которые концентрируются по площади в районе локальных куполов, а по разрезу - в кровельной части пласта. В результате чего к ним можно применять авторские подходы, учитывающие специфику малых залежей.

4. Автором предложены и обоснованы новые понятия: плотность сетки горизонтальных скважин, позволяющая рассчитать коэффициент охвата вытеснением для систем скважин со сложной архитектурой; обобщенный (разукрупненный) объект разработки, имеющие практическое значение и позволяющие повысить достоверность проектирования и надежность управления разработкой многопластовых месторождений.

5. Комплексный подход к проектированию разработки малых месторождений включает использование следующих методов, разработанных при непосредственном участии автора:

- методика технологической оценки эффективности освоения новых месторождений, позволяющая при минимальном объеме информации оценить потенциальные возможности залежи на обозримую перспективу;

- способ расчета потенциально извлекаемых запасов нефти по новой многопараметрической характеристике вытеснения нефти водой, основанный на обобщении известных зависимостей;

- методические рекомендации формирования программы ГТМ при разработке месторождений нефти и газа сложного строения, позволяющая обосновать оптимальные темпы отбора, рассчитать потенциально извлекаемые запасы УВС, ранжировать ГТМ по степени их эффективности.

6. Автором предложен способ разработки нефтяных залежей, учитывающий гравитационные эффекты в гидродинамической системе «нефть-вода» (патент РФ № 2225941), позволяющий учитывать структурные особенности залежей.

7. В практическом плане в ряде технологических схем и проектов разработки месторождений автором предложены новые проектные решения и уточнены технологические показатели разработки, которые позволяют оптимизировать количество скважин, увеличить охват воздействием, входные дебиты нефти и газа, повысить уровни добычи УВС. Проектные документы реализованы на месторождениях ЯНАО, ХМАО, Томской и Иркутской областей, Пермского и Красноярского краев и других регионов и предусматривают увеличение КИН на 3-5 абсолютных процента.

8. Автором подготовлено учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений», которое используется при подготовке специалистов по направлению «Нефтегазовое дело» ТюмГНГУ.

Основные результаты работ отражены в следующих публикациях:

а) монография

  1. Курамшин Р.М. Уточнение геологической модели и анализ выработки запасов нефти Пограничного месторождения: Монография/ Р.М. Курамшин, С.Ф. Мулявин, В.П. Нефедова и др. – Тюмень: ООО «Опцион-ТМ Холдинг», 2001, 200с.

в) статьи в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК

  1. Мулявин С.Ф. Методы расчёта относительных фазовых проницаемостей и их применение при проектировании разработки Суторминского месторождения / А.В. Бяков // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: 1997. -№6. - С. 90-91.
  2. Мулявин С.Ф. Опыт применения метода характеристик и его обобщение/ А.В. Бяков // Известия вузов. Нефть и  газ. -Тюмень: 1997. -№6.-С. 77-78.
  3. Бяков А.В., Мулявин С.Ф., Нефёдова В.П. Проблемы моделирования и оцен-ка структуры остаточных запасов нефти на примере Суторминского месторож-дения // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, ТюмГНГУ. №6, -1997. -С. 78-79.
  4. Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / Блох А.С., Кондратюк А.Т., Мулявин С.Ф. и др. // Нефтяное хозяйство. № 12.- 1997.- С. 33-35.
  5. Методика, идентификация параметров и проблемы создания постоянно действующих адресных геолого-технологических моделей. Курамшин Р.М., Леонов В.И., Мулявин С.Ф.и др. // Нефтяное хозяйство. № 5. -1998. -С. 51-58.
  6. Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Чебалдина И.В. Обобщение зависимостей, применяемых для оценки эффективности МПН, ГТМ // Нефтепромысловое дело. №11-12. -1998. -С. 11-12.
  7. Мулявин С.Ф., Медведский Р.И. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень. № 3. -1999. -С. 33-37.
  8. Методические рекомендации по составлению программы ГТМ. Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф., Юмачиков Р.С. и др. // Бурение и нефть. -№9, -2004. -С.8-11.
  9. Юдаков А.Н., Савенков В.Ю, Мулявин С.Ф. Результаты бурения вторых стволов на месторождениях ОАО Сибнефть-ННГ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №5. 2004. С.2-10.
  10. Юдаков А.Н., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. Технология выработки остаточных запасов нефти Пограничного нефтяного месторождения // Бурение и нефть. № 10. -2007. -С.8-10.
  11. Аналитическая методика раздела продукции по совместным скважинам. Сорокин А.В., Войтов О.В., Мулявин С.Ф. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 5. -2008. -С. 43-47.
  12. Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения. Семенов В.Н., Пуртова И.П., Мулявин С.Ф. и др.// Бурение и нефть. № 8. -2008. -С. 30-33.
  13. Промыслово-геологические особенности Мессояхского газогидратного месторождения. Гипотезы и факты. Мулявин С.Ф., Крохалев И.В., Лапердин А.Н. и др. // Бурение и нефть. №7-8. -2008. -С.23-27.
  14. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Марченко А.Н. Проблемы доразработки Мессояхского газового месторождения и пути их решения // Науч. техн. журнал «Наука и техника в газовой промышленности». №4. -2008. -С.80-86.
  15. Юдаков А.Н., Дубив И.Б., Мулявин С.Ф. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки на ЮЛТ Приобского месторождения // Бурение и нефть. № 5. -2009. -С.36-39.
  16. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. №6. -2011. -С.4-14.
  17. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Особенности выработки запасов нефти крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. №7. -2011. -С.6-12.
  18. Мулявин С.Ф. Методика расчета коэффициента охвата для систем разработки с горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. №5. -2012. -С.27-31.

в) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций

  1. Мулявин С. Ф., Бяков А.В. Учет гравитационных сил в профильной задаче. // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промыш-ленности Западной Сибири». Тюмень: ОАО СибНИИНП -1995. -С. 25-27.
  2. Мулявин С. Ф., Бяков А.В. Учет гравитационных сил в радиальной задаче. //В сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышл-енности Западной Сибири». Тюмень, ОАО СибНИИНП -1996. -С. 57-59.
  3. Алгоритм оценки величины остаточных запасов нефти на примере пласта БС102 Суторминского месторождения (статья) / Бяков А.В., Нефёдова В.П., Мулявин С.Ф. и др. // В сб. науч. тр.: Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 гг., (Материалы конференции, г. Ноябрьск).- М.: ВНИИОЭНГ.- 1998.- С. 300-308.
  4. Пути стабилизации и наращивания добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Мулявин С.Ф. и др. // В сб. науч. тр.: Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 гг., (Материалы конференции, г.Ноябрьск).- М.: ВНИИОЭНГ.- 1998.- С. 26-35
  5. Чебалдина И.В., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Математическое модели-рование процесса разработки на примере Муравленковского месторождения// Сб.науч.тр.: Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО СибНИИНП. 1999. Ч.I. С.33-35.
  6. Результаты исследования, модель процесса заводнения и образования техногенных водонефтяных зон на Суторминском месторождении. / Курамшин Р.М., Леонов В.И., Мулявин С.Ф. и др. // Сб. науч. тр.: Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО СибНИИНП. 1999. С. 51-59.
  7. Использование функций ОФП в настройке многомерных гидродинамических моделей. Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Телишев А.А. и др. // Сб. науч. тр. ОАО СибНИИНП: Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, 2000. С. 62-65.
  8. Алгоритм оценки эффективности комплексных ГТМ. Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Антипин М.А. и др. // Сб. науч. тр. ОАО СибНИИНП: Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО «СибНИИНП». -2000. -С. 150-152.
  9. Расчет функций относительных фазовых проницаемостей для гидро-динамического моделирования. Медведский Р.И., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. и  др. // В сб. науч. тр.: Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. - Тюмень.- 2000.- Ч.I.- С. 56-59.
  10. Бяков А.В., Антипин М.А., Мулявин С.Ф. Использование обобщенной зависимости кривой падения дебита нефти для оценки эффективности геолого-технологических мероприятий // В сб. науч. тр.: Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке.
    – Тюмень.- 2000.- Ч.II.- С. 33-37.
  11. Мулявин С. Ф., Бяков А.В., Боровков Е.В. Применение методов и алгоритмов одномерного моделирования при настройке истории добычи нефти и жидкости // Сб. науч. тр.: Проблемы развития нефтяной промышленности  Западной Сибири. Тюмень,  ОАО СибНИИНП, 2001. -Ч. II. -С. 115-118.
  12. Леонов В.И., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Применение модельных функций ОФП при восстановлении истории разработки участка объекта БС11 Мурав-ленковского месторождения //Сб: Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО СибНИИНП. -2001. -Ч. II. -С.104-109.
  13. Мулявин С.Ф. Учет гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности // В сб. науч. тр.: «Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ» - Тюмень.- 2003. том 1.- С. 119-120.
  14. Определение коэффициента охвата участка Вынгаяхинского месторождения, разрабатываемого горизонтальными скважинами. Бяков А.В., Кузьмин А.В., Мулявин С.Ф. и др. //Вестник недропользователя ХМАО. №16, -2003. -С.20-24.
  15. Пермяков В.Д., Плетнева А.Д., Мулявин С.Ф. Результаты работ на Чайкинском месторождении // Горные ведомости. № 6. -2007. -С.30-35.
  16. Тарасов А.В., Федулов В.В., Мулявин С.Ф. и др. Особенности строения и разработки Тамбовского газоконденсатного месторождения // Горные ведомости. № 3. -2008. -С. 64-70.
  17. Юдаков А.Н., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. Выработка остаточных запасов нефти Пограничного нефтяного месторождения // Горные ведомости. № 4. -2008. -С.34-44.
  18. Юдаков А.Н., Кравцова М.В., Мулявин С.Ф. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении //Горные ведомости. №6. -2008. -С.44-50.
  19. Особенности моделирования газоконденсатной залежи  Тамбовского месторождения. Тарасов А.В., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. и др.// Сб. науч. тр. «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». Вып. 3. -2008. -С. 180-187.
  20. Особенности геологии и разработки Лиственского месторождения Удмуртской республики. Сапожников А.Е., Плетнёва А.Д., Мулявин С.Ф. и др.// Сб.науч.тр. «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». Вып. 3. -2008. -С. 283-293.
  21. Особенности геологического строения и разработки Чатылькынского нефтяного месторождения. Нуриев М.Ф., Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. и др.// Горные ведомости. № 12. -2008. -С. 54-64.
  22. Иванов А.В., Марченко А.Н., Мулявин С.Ф. Характеристика и особен-ности ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа, история, перспек-тивы развития // Сб. науч. тр. «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». Вып. 3. -2008. -С. 159-168.
  23. Иванов А.В., Марченко А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа. История и перспективы развития // Горные ведомости. № 8. -2008. -С. 36-41.
  24. Нуриев М.Ф., Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. и др. Особенности геологи-ческого строения, итоги и перспективы разработки Вынгапуровского нефте-газоконденсатного месторождения//Горные ведомости. № 2.2009. С.38-47.
  25. Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности геологического строения и проблемы разработки Северо-Янгтинского месторождения // Горные ведомости. № 4. -2009. -С.44-53.
  26. Савченко С.И., Сабанчин И.В., Мулявин С.Ф. и др. Особенности геологи-ческого строения и разработки Марковского месторождения // Горные ведомости. № 5.  -2009. -С. 62-67.
  27. Савченко С.И., Сабанчин И.В., Мулявин С.Ф. др. Возможности рентабельного увеличения конденсатоотдачи Марковского нефтегазо-конденсатного месторождения. // Горные ведомости. № 6. -2009. -С. 54-61.
  28. Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н., Анализ эффективности реализуемых систем разработки на Сугмутском месторождении // Горные ведомости. №9. -2010. -С.70-79.
  29. Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. Реализация систем разработки с горизон-тальными скважинами на Сугмутском месторождении. // Наука и ТЭК, №1, -2011. -С.18-21.

г) патенты на изобретения

  1. Пат. 2167276 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения. С.Ф. Мулявин, Р.М. Курамшин, В.И. Леонов, А.В. Бяков (Россия). № 2000111223/03. Заявлено 15.05.2000; опубл. 20.05.2001; бюл. № 14. С.14.
  2. Пат. 2225941 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. С.Ф. Мулявин, Р.И. Медведский, В.И. Леонов, А.В. Бяков (Россия). № 2002123265/03. Заявлено 29.08.2002; опубл. 20.03.2004; бюл. № 8. С.12.

Соискатель        Мулявин С.Ф.

 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.