WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Татарский научноисследовательский и проектный институт нефти  («ТатНИПИнефть») ОАО «Татнефть»  На правах рукописи  ХАКИМЗЯНОВ Ильгизар Нургизарович  ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА  РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ 

Специальность 25.00.17  Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых  месторождений 

АВТОРЕФЕРАТ

  диссертации на соискание ученой степени  доктора технических наук

  Бугульма, 2012 г.  2 

Работа выполнена в Татарском научноисследовательском и проектном институте  нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина  Научный консультант:  доктор технических наук, профессор,  академик АН Республики Татарстан  Ибатуллин Равиль Рустамович  Официальные оппоненты: Владимиров Игорь Вячеславович  доктор технических наук, профессор,  ООО НПО «Нефтегазтехнология»,  заместитель директора по научной работе   Иктисанов Валерий Асхатович  доктор технических наук,  Институт «ТатНИПИнефть»,  заведующий лабораторией   Мухаметшин Рустам Закиевич доктор геологоминералогических наук,  Казанский (Приволжский) Федеральный  Университет, институт геологии и нефтегазовых  технологий, кафедра геологии нефти и газа  им. А.А.Трофимука, доцент  Ведущая организация Удмуртский государственный университет,  институт нефти и газа им. М.С.Гуцериева 

Защита состоится «_____ » ____________ 2012 года в ________ часов на заседании  диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научноисследовательском и проектном  институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан,  г. Бугульма, ул. М. Джалиля,32.  С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно исследовательского и проектного института нефти по адресу: 423236, г. Бугульма, ул. Мусы  Джалиля, 32. 

Автореферат разослан «_____»__________ 2012 г.  Ученый секретарь  диссертационного совета,  кандидат технических наук И.В.Львова  3  ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ 

Актуальность темы.  В настоящее время накопился огромный отечественный и зарубежный опыт приме нения горизонтальных технологий (ГТ) разработки месторождений углеводородов, который  включает в себя бурение и эксплуатацию разветвленногоризонтальных скважин (РГС), ре анимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов  (БС) и стволов с горизонтальным окончанием (БГС) на залежах, содержащих различные  продуктивные пласты: низкопроницаемые и неоднородные; с развитой системой трещино ватости; малой толщины. ГТ применяются на месторождениях со степенью выработанности  7580%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями  различной конфигурации, для разработки месторождений, находящихся под природоохран ными зонами, водоемами, в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ.  Скважины с горизонтальным окончанием (далее будем иметь ввиду ГС и РГС) имеют  большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и уве личению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным оконча нием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть  вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с  наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.  Таким образом, вскрытие продуктивных пластов СГО стало одной из ключевых про мысловых технологий, появившихся за последнее десятилетие. Поэтому крайне важно при  выборе той или иной конструкции СГО учитывать состояние продуктивного пласта, требова ния, которые предъявляются к разработке месторождения, полную стоимость предстоящих  работ и степень общего риска.  На 1.01.2012 г. в ОАО «Татнефть» в эксплуатации находилось 503 горизонтальных  скважин (ГС) и 86 разветвленногоризонтальных скважин (РГС). Накопленная добыча нефти  составляла 8,43 млн.т, в т.ч по ГС – 7,12 млн.т, по РГС – 1,30 млн.т, в т.ч. из карбонатных кол лекторов 5,39 млн.т, из терригенных 3,03 млн.т. В среднем на одну пробуренную скважину  добыто 14,3 тыс.т нефти, в т.ч. из карбонатных коллекторов – 12,3 тыс.т, из терригенных –  20,1 тыс.т. Средний дебит нефти карбонатных коллекторов составляет 4,7 т/сут и терриген ных – 9,2 т/сут. Средняя величина обводненности находится на уровне: 40,3% и 55,2% соот ветственно, для карбонатных и терригенных коллекторов. В связи с этим, в ОАО «Татнефть»  основным направлением работ в области бурения и эксплуатации СГО наравне с созданием  технических средств, технологий вскрытия и освоения продуктивных пластов является раз работка методических основ проектирования геологофизических критериев применения и  выбора направления, длины и траектории условногоризонтального ствола (УГС) СГО.  Таким образом, совершенствование планирования, проектирования и надлежащего  контроля над внедрением технологии разветвленногоризонтального бурения является од ной из важнейших и актуальных задач нефтяной отрасли.  Цель диссертационной работы заключается в создании научнометодических основ  проектирования и совершенствования технологий и систем разработки месторождений  нефти с применением СГО для их широкой промышленной реализации, а также в определе нии геологофизических критериев применения СГО в условиях месторождений Татарстана.  Основные задачи исследований  1. Анализ и обобщение опыта строительства и свыше 35ти летней эксплуатации 589  СГО на нефтяных месторождениях Республики Татарстан и выявление путей их дальнейшего  совершенствования (на примере месторождений ОАО «Татнефть»).  2. Разработка методических основ проектирования геологофизических критериев  применения и выбора направления, длины и траектории условногоризонтального ствола  4  СГО.  3. Установление зависимости эффективности применения ГТ от особенностей геоло гического строения продуктивного пласта – его расчлененности, анизотропии, характера  трещиноватости, неоднородности, пористости, проницаемости, толщины.  4. Выделение категорий перспективности горизонтального бурения по эксплуатаци онным объектам разработки.  5. Обоснование типа профиля и оптимального количества стволов у СГО с использо ванием геологотехнологических моделей.  6. Оценка зависимости технологических показателей разработки месторождения с  применением СГО от их конфигурации.  7. Выявление условий применения системы ППД и критериев по обоснованию эффек тивности системы заводнения при разработке нефтяных месторождений с применением ГТ  на основе численного моделирования (на примере турнейской залежи Сиреневского нефтя ного месторождения).  8. Оценка влияния конусообразования воды у СГО на эффективность ее эксплуатации.  9. Оценка влияния интерференции РГС на эффективность их эксплуатации на основа нии крупномасштабных математических экспериментов с использованием 3D геолого математической модели участка месторождения (на примере РГС №6159 и 6160 Пионерско го месторождения).  10. Создание научнометодических аспектов практической реализации технологии  многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть».  11. Обоснование применения многофункциональных скважин на месторождениях с  трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере участка Сабанчинского месторождения) с  использованием геологотехнологической модели.  Научная новизна выполненной работы:  1. На основе анализа истории эксплуатации 589 скважин с горизонтальным окончани ем разработана методика по выбору объектов для применения технологии горизонтального  бурения на месторождениях Республики Татарстан.  Установлены три категории объектов по перспективности применения технологии го ризонтального бурения: 1 – массивные залежи турнейского и башкирского яруса с нефтена сыщенной толщиной от 10 м и выше, пластовые залежи верейского и яснополянского объек та с нефтенасыщенной толщиной от 3 м и выше, 2 – объекты разработки многопластового  типа башкирского яруса с высокорасчленными (расчлененностью более 2,1 и числом харак терных прослоев более трех) карбонатными коллекторами толщиной до 2 м, с газоносным  разрезом выше нефтяных залежей, 3 – объекты с водонефтяными зонами и подошвенными  частями залежей, а так же высоко выработанные (более 90%) объекты карбонатных и терри генных отложений.  2. Получены зависимости, связывающие конечный коэффициент нефтеизвлечения,  дебит нефти и водонефтяной фактор с параметром интенсивности системы заводнения (со отношением добывающих и нагнетательных скважин) при разработке нефтяных месторож дений с использованием скважин с горизонтальным окончанием при одинаковых геолого физических характеристиках продуктивных пластов и условий разработки.  Разработан комплексный критерий по оценке эффективности системы заводнения, в  который входят коэффициент нефтеизвлечения, водонефтяной фактор, суммарный дебит  скважин и способность системы заводнения обеспечивать поддержание пластового давле ния на начальном уровне.  3. Выделены три группы скважин с горизонтальным окончанием: I – средние началь ные дебиты скважин выше расчетных дебитов, полученных по аналитическим формулам для  типичных геологофизических характеристик продуктивных пластов месторождений Татар 5  стана; II  средние начальные дебиты находятся в диапазоне расчетных; III  средние началь ные дебиты скважин ниже расчетных дебитов. Выявлено, что в первую группу попадают  56,1% скважин, пробуренные на бобриковские отложения, 27,3% скважин второй группы от носится к башкирскому ярусу, и 67,1% скважин турнейского яруса попадают в зону третьей  группы скважин с горизонтальным окончанием. Значения начальных дебитов нефти скважин  с горизонтальным окончанием имеют тенденцию к отклонению от расчетных дебитов в сто рону уменьшения в зависимости от увеличения длины горизонтального участка ствола.  4. Для отложений бобриковского горизонта определена зависимость начального де бита нефти от работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным  окончанием. Показано, что с увеличением работающей длины горизонтального ствола сква жины с горизонтальным окончанием наблюдается тенденция к росту начального дебита  нефти.  5. Созданы основные принципы проектирования горизонтального ствола для условий  месторождений Республики Татарстан, характеризующиеся структурой остаточных запасов  нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых в  терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с нефтью повышен ной вязкости. В частности, показано, что траекторию горизонтальных стволов в зоне ВНК  необходимо проводить в карбонатных коллекторах не менее чем на 10 м выше гипсометри ческой отметки ВНК, в терригенных – не менее чем на 3 м. Получена зависимость дебита  нефти и обводненности скважины с горизонтальным окончанием от расстояния горизон тального ствола до ВНК для терригенных и карбонатных отложений.  6. Впервые численно решена задача о совместном движении многофазной много компонентного флюида в пласте и в стволе скважины с горизонтальным окончанием. Пока зано, что при добыче нефти c вязкостью больше 90 мПас при движении многофазного  флюида по горизонтальному стволу скважины наблюдаются потери давления, соизмеримые  с депрессией на пласт.   Практическая значимость полученных результатов:  1. Применительно к объектам разработки Республики Татарстан показано, что при  выборе оптимальной конфигурации скважин с горизонтальным окончанием необходима  оценка экономической жизнеспособности проекта, учитывающая факторы, которые могут  оказать значительное влияние на финансовые результаты. Это – характеристики коллектора,  способы и методы разработки, производственные возможности, наличие соответствующих  технологий, а также опыт буровой компании и планирование.  2. По полученной зависимости начального дебита нефти от работающей длины гори зонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием к бурению на отложения боб риковского горизонта рекомендуются скважины с длиной горизонтального ствола более  200м.  3. Разработанные критерии по выбору объектов и принципы по применению гори зонтального бурения использовались в НИР «Создание систем разработки нефтяных место рождений ГС с целью увеличения охвата пласта воздействием. Анализ влияния геолого физических условий, технологических параметров и конструкции забоя на эффективность  работы горизонтальных скважин» (договор № А.9.268/98, 2000 г.), «Сопоставительный ана лиз горногеологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС И  БГС в Республиках Удмуртия и Татарстан» (договор № А.6.2.66/01, 2001 г.), «Повышение эф фективности и конечной нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами при  разработке системой многофункциональных «интеллектуальных» скважин» (2002 г.), «Ана лиз эффективности применения горизонтальных технологий (ГС, БГС) на нефтяных место рождениях ОАО Татнефть» (2003 г.), «Мониторинг применения горизонтальной технологии в  ОАО «Татнефть» (договор № 05.2460.05, 2005 г.), «Мониторинг применения горизонтальной  6  технологии в ОАО Татнефть» (2010 г.).  4. Авторские разработки использованы при составлении РД 39014758521400 (МЕ ТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по проектированию, строительству, геофизическим и промыс ловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных ме сторождений с применением горизонтальной технологии, 2000 г.), РД 15339.042105 (МЕ ТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по геологотехнологическому обоснованию бурения горизон тальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов, 2005 г.), РД 15339.0 42605 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по расчету дополнительной добычи нефти от техно логии «Бурение многозабойных скважин», 2005 г.), РД 15339.059708 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУ КОВОДСТВО по технологии разработки слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны,  линзы, водонефтяные зоны, целики в заводненных зонах, микроструктуры в заводненных  зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважинами с горизонтальными и  вертикальными боковыми стволами, 2008 г.).  5. Под научным руководством автора защищена диссертация на соискание ученой  степени кандидата технических наук Андреевым Д.В. на тему «Повышение эффективности  разработки карбонатных трещиннопоровых коллекторов нестационарным гидродинамиче ским воздействием».  6. Результаты исследований, выполненных автором, применяются исследовательски ми службами ОАО «Татнефть».  Апробация работы.  Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседа ниях техникоэкономического Совета ОАО «Татнефть», а также на российских и междуна родных конференциях, симпозиумах и форумах: межд. конф. «Разработка газоконденсатных  месторождений» (г.Краснодар, 1990 г.), International Conference «Flow throughout porous me dia: fundamentals and reservoir engineering applications» (Moscow, 1992), межд. конф. «Про блемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и битума» (г.Казань,  1994), совещании в АО «Татнефть» по проблемам повышения нефтеотдачи (г.Альметьевск,  сентябрь 1995 г.), на семинаредискуссии «Концепция развития методов увеличения нефте извлечения» (Бугульма, 2728 мая 1996), науч.техн. конф. «Актуальные проблемы состояния  и развития нефтегазового комплекса России» (г.Москва, 2224.01.97), конференции «Освое ние ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (1520.06.1997, г.Туапсе, Рос нефтьТермнефть), на Втором Международном Симпозиуме «Нетрадиционные источники  углеводородного сырья и проблемы его освоения» (СанктПетербург, 2327.06.1997 г.), на  науч.практ. конф. VI Международной специализированной выставки «Нефть, газ – 1999»  (Казань), на Юбилейной конф. «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски,  разведка и освоение месторождений» (СанктПетербург, 1999 г.), на семинаредискуссии  «Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование» (р.п. Актюба, 23.12.1999  г.), на науч.практ. конференции VII Межд. специализированной выставки «Нефть, газ –  2000» «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 5 8.09.2000 г.), на 3й межд. науч.практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и вы соковязких нефтей» (Анапа, 2428.09.2001 г.), 11th Oil, Gas & Petrochemical Congress & Exhibi tion (Upstream Oil Industry) (2931 October, Tehran, Iran), на науч.практ. конф. «Актуальные  задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий  нефтеизвлечения», посвященная 10летию Академии наук Республики Татарстан (Казань, 29 30 ноября 2001 г.), VII Межд. конф. «Стрво горизонтальных скважин» (Ижевск, 2324 октября  2002 г.), Межрег. геолог. научн.техн. конф. «Эффективность геологоразведочных работ и ре зультаты опытнопромышленных работ по использованию новых технологий поиска залежей  углеводородов» (г. Лениногорск, 2325 апреля 2003г.), A Forum to Discuss Field Work and Res ervoir Management, through the use of Multilaterals, Intelligent Completions, and Expandables by  7  Russian and International Oil and Gas Companies (Radisson SAS Slavyanskaya Hotel. Moscow, Rus sia. June 2426, 2003), IV Межд. науч.практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и  высоковязких нефтей» (Анапа, 29.093.10.2003 г.), практ. конф. «Новые технико технологические решения в области строительства наклонных и горизонтальных скважин»  (Москва, «Renaissance Moscow Hotel”, 16 июня 2004г.), Московском Форуме Информацион ных Технологий Компании Landmark Graphics (Москва, 2023 сентября 2004г), XI Межд. конф.  по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами (Ижевск,  23 ноября 2004 г.), OGJ Russia Petroleum Technology Forum “Downhole HighTech Well Tech nologies” (Expocentr Moscow, Russia, 2005, 910 March), науч.техн. конф. «О перспективах  разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извле чения нефти» (Лениногорск, 26 апреля 2007г.), VII науч.практ. конф. «Геология и разработка  месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2527.09.2007г.), науч.техн.  конф. «Техника и технология разработки нефтяных месторождений» посвященной 60летию  начала промышленной разработки Ромашкинского месторождения (Лениногорск,  15.08.2008 г.), III науч.практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвле каемыми запасами» (Небуг, 1618.09.2008г.), IX науч.практ. конф. «Геология и разработка  месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 1517.09.2009г.), Юбилейной  конференции, посвященная 60летию ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 28.05.2010 г.), X науч. практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Ге ленджик, 2123.09.2010г.), 2ой Межд. конф. ЭНЕРКОН. «Актуальные вопросы инновационно го развития нефтегазовой отрасли» (Москва, 2224 июня 2011 г.).  Публикации. По результатам проведенных исследований и представленных в данной  работе опубликовано 67 научных работ, в том числе одна монография, шесть печатных работ  в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, получено одно  авторское свидетельство. Выпущено четыре руководящих документов отраслевого и регио нального значения.  Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и  списка литературы. Работа содержит 388 страниц машинописного текста, 238 рисунков, 26  таблиц, 258 библиографических ссылок.  КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ  Во введении обозначены основная цель и направление исследований, обоснованы  актуальность и важность решения проблемы по разработке методических основ проектиро вания применения СГО, критериев выбора их направления, длины и траектории при различ ных геологофизических условиях залегания нефти.  Отмечено, что совершенствование планирования, проектирования и надлежащего  контроля над внедрением технологии разветвленногоризонтального бурения является од ной из важнейших задач нефтяной отрасли.  В первой главе представлена история становления технологии бурения СГО по раз личным нефтяным регионам России и за рубежом. Становление технологии горизонтального  бурения (ГБ), с учетом развития и совершенствования техники бурения, условно разбивается  на пять этапов.  Вопросы теории и практики применения технологии горизонтального бурения в раз работке нефтяных месторождений освещены в трудах следующих исследователей: Абдрах манова Г.С., Абдулмазитова Р.Г., Амерханова М.И., Алиева З.С., Бакирова И.М., Басниева  К.С., Басова И.К., Бердина Т.Г., Берлина А.В., Бескровного Н.С., Борисова Ю.П., Брагина В.А.,  Бузинова С.Н., Владимирова И.В., Волкова Ю.А., Гилязова Р.М., Грайфера В.И., Григорьева  А.В., Григоряна А.М., Григулецкого В.Г., Дияшева Р.Н., Евченко В.С., Егурцова Н.А., Зайцева  С.И., Закирова С.Н., Закирова И.С., Закирова Э.С., Зарипова А.Т., Захарченко Н.П., Зозуля Г.П.,  8  Золотухина А.Б., Зубова Н.В., Ибатуллина Р.Р., Ибрагимова А.И., Иктисанова В.А., Ипатова  А.И., Кагана Я.М., Кнеллера Л.Е., Коноплева Ю.П., Корженевского А.Г., Котляровой Е.М., Кре менецкого М.И., Крылова В.И., Крючкова Б.Н., Кудинова В.И., Кулинича Ю.В., Куштановой  Г.Г., Леви Б.И., Леготина Л.Г., Лысенко В.Д., Максимова В.П., Маринина Н.С., Меркулова В.П.,  Мичелевичус Д.И., Молоковича Ю.М., Мохеля А.Н., Мукминова И.Р., Муслимова Р.Х., Муха метшин В.Ш., Мухаметшина Р.З., Никитина Б.А., Никифорова А.И., Никонова В.А., Низаева  Р.Х., Овчинникова М.Н., Панкова В.Н., Пилатовского В.П., ПолубариновойКочиной П.Я., Ра мазанова Р.Г., Рогачева М.К., Розенберга И.Б., Рузина Л.М., Савельева В.А., Санкина И.Б., Са фиуллина М.Н., Сомова Б.Е., Стрельченко В.В., Сулейманова Э.И., Сучкова Б.М., Табакова  В.П., Таранчука Б.В., Тюрина В.В., Фазлыева Р.Т., Фархуллина Р.Г., Хайруллина М.Х., Хисамова  Р.С., Хисамутдинова Н.И., Чекушина В.Ф., Черных В.В., Шакирова Х.Г., Шамсиева М.Н., Шере мета В.В., Юсупова И.Г., Янгуразовой З.А., Babu D.K., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig Economides C.A., Giger F.M., Goode P.A., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Odeh A.S.,  Raghavan R., Suprunowicz R., Thambynaygam R.K. и других.  Основной причиной техникотехнологического отставания российской нефтяной про мышленности в период 19952000 гг. является недостаточное финансирование научных и  научнопроизводственных организаций по проблеме ГБ на протяжении последних 20 лет, в  течение которых происходило наращивание объемов строительства ГС в России.  В первой главе приведены анализ и обобщение опыта использования СГО в нефте носных регионах России, таких как Краснодарский край (ООО «РНКраснодарнефтегаз» Юж ноКарский участок месторождения ЗыбзаГлубокий Яр), Саратовская область (ОАО «Сара товнефтегаз Ириновское месторождение), Самарская область (ОАО «Самаранефтегаз» Бо ровское, Озеркинское, Кулешовское месторождения), Республика Башкортостан (АНК «Баш нефть» Лемезинское, Узыбашкское, Михайловское, Арланское, Татышлинское, Карача Елгинское, Барьязинское, Туймазинское месторождения), Удмуртская Республика (Мишкин ское, Ончугинское, ЮжноКиенгопское, ЧутырскоКиенгопское, Гремихинское, Лудошурское,  Ельниковское месторождения), Республика Коми (Ярегское, Усинское, Возейское месторож дения), Западная Сибирь (ТНКВР Самотлорское месторождение), ОАО «Сургутнефтегаз (Фе доровское, ВосточноСургутское месторождения).  Сегодня в мире основным методом вовлечения в разработку трудноизвлекаемых за пасов на месторождениях с различной характеристикой является технология многостволь ных скважин, часто в сочетании с другими методами (гидроразрыв, заводнение, закачка  воздуха, система гибких труб и др.).  В настоящее время с развитием технологий бурения имеется возможность бурить  многоствольные скважины различной конфигурации, с длиной горизонтальной части ствола  до 13 000 м и более, что расширяет возможность повышения нефтеотдачи и темпы разра ботки многопластовых нефтяных месторождений с низкой проницаемостью коллекторов и  высоковязкими нефтями.  Ряд крупнейших международных нефтегазодобывающих (Shell, BP и др.) и сервисных  (Шлюмберже, Халлибуртон, Бейкер Хьюз и др.) компаний пришли к соглашению об опреде ленной систематизации конструкций многоствольных скважин в соответствии с их сложно стью, управляемостью и надежностью. Классификация получила название TAML (развитие  технологии многоствольных скважин). На данный момент выделено шесть групп много ствольных скважин.  В данной главе также приведен анализ и обобщение опыта использования СГО на ме сторождениях Европы, Америки, Венесуэла, Канады, Ближнего и Среднего Востока (Витч  Фар, Прадхо Бей, бассейн Ориноко и другие).  Анализу результатов эффективности и эксплуатации СГО на месторождениях ОАО  «Татнефть» Республики Татарстан уделено большое внимание в первой главе.  9  Строительство горизонтальных скважин в Республике Татарстан началось в 197678  годы. К огромному сожалению, у нас в стране изза того, что резко увеличилась добыча  нефти (относительно дешевой) в Западной Сибири, резко снизился интерес к бурению ГС.  Бурение ГС было возобновлено только в 1991 году.  До 1998 года эффективность СГО в целом оставалась достаточно высокой. С приобре тением ОАО «Татнефть» в 1998 году более совершенного навигационного и бурового обо рудования было положено начало качественно новому этапу развития горизонтальной тех нологии, о чем свидетельствуют результаты эксплуатации горизонтальных скважин в по следние годы. Объем строительства горизонтальных скважин в Татарстане, как и во всем  мире, с каждым днем увеличивается (рис. 1).  201816331400 ГС 2МЗС 122БС 7110615БГС 15814132 46361 1325 24273 1555159 120 481 4200 317 4 34 2 345 222 2111144 10 5 Рис. 1. Динамика бурения СГО, БГС и БС в Республике Татарстан  На 01.01.2012 г. в Республике Татарстан пробурены 568 горизонтальная и 86 разветв ленногоризонтальные скважины. Накопленная добыча нефти составила 9,96 млн.т, в т.ч. по  ГС – 8,66 млн.т, по РГС – 1,30 млн.т. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 15,2  тыс.т нефти, средний текущий дебит нефти составляет 5,6 т/сут и обводненности 34,5%.  Средняя величина обводненности ГС находится на уровне: 40,2% и 55,7 %, для кар бонатных и терригенных коллекторов, соответственно.  Распределение ГС ОАО «Татнефть» по объектам выглядит следующим образом:  0,2%  верейский, 11,1 %  башкирский ярус; 17,3%  протвинский горизонт; 0,9%  тульский  горизонт; 20,9%  бобриковский горизонт; 12,7%  турнейский ярус; 31,8%  кизеловский го ризонт; 0,8%  данковолебедянский горизонт; 4,1%  девон (1 Д4 + 20 Д1) (рис. 2).  По горизонтам и ярусам количество РГС распределилось следующим образом: баш кирскосерпуховский – 32, турнейский – 34, бобриковский – 20 (рис. 3). Суммарный текущий  дебит нефти по бобриковским отложениям составляет 9,9 т/сут, по турнейским – 8,5 т/сут, по  башкирскосерпуховским – 4,4 т/сут.  За 2011 год введено в эксплуатацию 33 ГС и четыре РГС с начальным средним деби том нефти 9,5 и 5,1 т/сут и обводненностью 17,5% и 18,0 %, соответственно.  01.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.1901.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2001.01.2010  Одним из радикальных методов доизвлечения остаточных запасов нефти из невыра ботанного меж 0,20 (1шт) 0,80 (4шт) скважинного  4,17 (21шт) 11,13 (56шт) пространства в  ОАО «Татнефть»  17,30 (87шт) 31,81 (160шт) является про водка боковых  0,99 (5шт) стволов с  уплотнением  существующей  20,87 (105шт) 12,72 (64шт) сетки скважин и  бурение боко вых горизон тальных ство лов.  верейский ба шкирский протвинский На  тульский бобриковский турнейский 01.01.2012 г. в кизеловский данковолебедянский девон ОАО «Татнефть»  Рис. 2. Распределение ГС по объектам на 01.01.2012 г.

пробурено 233  БГС (218 добы 7 месторождений  вающих и 15 0,9 (2шт.) 1,4 (3шт.) 0,5 (по 1шт.) нагнетатель 1,4 (3шт.) ных), в т.ч. в  1,9 (4шт.) 2005 году  14  БГС на нефть,  три под закачку,  за 2006 год   одиннадцать  БГС, за 2007 год   десять БГС, за  91,0 (193шт.) 2008 год  де сять БГС (девять  добывающих и  одна нагнета тельная), за 2009 год  пят надцать БГС, за  2010 год  22  Ромашкинское НовоЕлховское Елабужское Тауташское БГС, за 2011 год  Бастрыкское Сабанчинское НовоСуксинское Ямашинское – 29 БГС. Из них  Бурейкинское Ильмовское Кутушское Пионерское на Ромашкин Рис. 3. Распределение РГС по объектам на 01.01.2012 г.  ском место рождении пробурено 193 БГС, Елабужском  три БГС, НовоЕлховском – четыре БГС, Сабан чинском – один БГС, Бастрыкском – два БГС, НовоСуксинском – один БГС, Ямашинском –  один БГС, Бурейкинском – один БГС, Ильмовском – один БГС, Кутушском – один БГС, Тауташ ском – три БГС, Пионерском – один БГС (рис. 4).  По горизонтам количество пробуренных БГС распределилось следующим образом:  бобриковский+радаевский  178, кизеловский  12, пашийский – два, заволжский – четыре,  данковолебедянский  три, башкирский – три, протвинский – один, верейский – один, тур 11  нейский – во семь.  В целом  37,2% (32 шт.) по Татарстану  39,5% (34 шт.) до зарезки БГС  вертикальные  скважины ра ботали со  средним деби 23,3% (20 шт.) том по нефти  0,28т/сут, со средней об водненностью  – 47,9%. На  01.01.2012 г.  башкирский тульскобобриковский турнейский средний дебит  Рис. 4. Распределение количества БГС по месторождениям  БГС по нефти  на 01.01.2012 г.  составил 4,0  т/сут, средняя обводненность продукции 47,7%. Накопленная добыча за весь период эксплу атации скважин с БГС составила 1,43 млн.т.  На 01.01.2012 г. в ОАО «Татнефть» пробурено 695 БС (504 добывающих и 191 нагнета тельных), в т.ч. в 2005 году 38 БС на нефть, десять под закачку, за 2006 год  36 БС, за 2007 год  45 БС на нефть, 27 БС под закачку, за 2008 год  55 скважин (49 добывающих и 6 нагнетатель ных), за 2009 год  57 скважин (34 добывающие и 23 нагнетательные), за 2010 год  65 сква жин (40 добывающих и 25 нагнетательных), за 2011 год – 69 (45 добывающих и 24 нагнета тельных).  Из них на Ромашкинском месторождении  398, НовоЕлховском – 22, Сабанчинском –  11, Архангельском – четыре, Ашальчинском – 12, Бавлинском – 14, Бурейкинском – 25, Виш невоПолянском – четыре, Кутушском – семь, НовоСуксинском – 12, Нурлатском – семь,  Первомайском – четыре, Пионерском – девять, ЮжноНурлатском – 22, ИвашкиноМало Сульчинском – шесть, Бастрыкском – семь, Камышлинском – пять, Бондюжском – пять, Тюге евском – два, Ямашинском – два, Аксубаевском – два, Лангуевском – один, Азево Салаушском – один, Красногорском – один, Екатериновском – один, Елабужском – один, Со колкинском – один (рис. 5).  В целом по Татарстану до зарезки БС вертикальные скважины работали со средним  дебитом по нефти 1,5 т/сут, со средней обводненностью – 73,2%. На 01.01.2012 г. средний  дебит БС по нефти составил 3,2 т/сут, средняя обводненность продукции 42%. Накопленная  добыча за весь период эксплуатации скважин с БС составила 1,85 млн.т.  Результаты анализа эксплуатации БС и БГС в ОАО «Татнефть» показали, что успеш ность мероприятий по проводке БС в основном зависит от точности определения величины  и местоположения остаточных запасов.  Технологическая эффективность проводки вторых стволов зависит от обоснованности  ориентации ствола, целесообразность бурения определяется количеством экономически  рентабельных остаточных запасов.  Но в то же время, при выборе скважин также необходимо учитывать и степень охвата  заводнением пластов, вскрывающихся в разрезе на момент проведения операции по про водке БС. В этой связи необходимо по каждой скважине провести детальный анализ разре зов соседних скважин и характера распространения коллекторов по пластам, которые явля ются объектами для проводки БС. При проводке БС актуальное значение имеет учет некото 12  рых проблем, которые связаны в основном с техническими сложностями при бурении и экс плуатации. При экс 1,19 (7шт.) 0,1,19 2 месторождения  0,34 (2шт.) 0,68 (4шт.) (5шт.) плуатации БС осо (7шт.) 0,70 (по 4шт.) 2 месторождения  0,90 (5шт.) бую трудность пред 1,19 (7шт.) 1,02 0,30 (по 2 шт.) 6 месторождений  1,54 (9шт.) (6шт.) ставляет изоляция 0,17 (по 1шт.) 1,88 (11шт.) обводненных ин 2,05 (12шт.) тервалов, в связи с  2,05 (12шт.) этим, при составле 2,39 (14шт.) нии проекта на бу 3,75 (22шт.) рение БС необходи мо предусмотреть  3,75 (22шт.) меры по исключе 67,92 (398шт.) 4,27 (25шт.) нию быстрого про рыва воды.  В первой гла ве по результатам  35ти летней эксплу атации СГО в Рес публике Татарстан  выявлены основные  Ромашкинское Бурейкинcкое НовоЕлховское ЮжноНурлатское Бавлинское НовоСуксинское причины их низкой  Ашальчинское Сабанчинское Пионерское продуктивности, ко Нурлатское Бастрыкское Кутушское ИвашкиноМалоСульчинское Камышлинское Бондюжское торыми являются:   Архангельское ВишневоПолянское Первомайское Тюгеевское Ямашинское АксубаевоМокшинское различное распре АзевоСалаушское Лангуевское Красногорское деление пластового  Екатериновское Соколкинское Елабужское давления в области  Рис. 5. Распределение количества БС по месторождениям  дренирования сква на 01.01.2012 г.  жины в связи с тем,  что большинство  СГО бурятся на уже разрабатываемых месторождениях;  извилистость ствола скважины;   неоднородность пласта по простиранию, особенно для длинных скважин;  наличие локаль ных зумпфов в стволе, в которых наблюдается скопления воды и газа;  наличие воды в ство ле и в призабойной зоне скважины;  недостаточно качество вскрытия продуктивного пласта,  качество бурового раствора (его высокая плотность);  бурение на осложненных геологиче ских условиях;  наличие плотных прослоев, высокая слоистость;  неудовлетворительное  обеспечение системы ППД.  По мнению автора, наиболее существенной из вышеприведенных причин является  снижение пластового давления в процессе разработки залежи.  Обоснование и поддержание оптимальных забойных и пластовых давлений имеют  исключительное значение для эффективной выработки запасов нефти. Отклонения от опти мальных режимов работы скважин приводят к возникновению участков с высокими и низ кими пластовыми давлениями, преждевременному обводнению скважин или образованию  слабодренируемых и застойных зон, что в целом нарушает и ухудшает стратегию и темпы  разработки.  Оптимизация забойных давлений скважин позволит снизить затраты на извлечение  жидкости без влияния на объем отбора продукции. Многообразие горногеологических  условий обуславливает различные подходы к оценке предельнодопустимых давлений для  конкретных типов коллекторов.  В связи с этим при расчетах предельнодопустимых забойных давлений необходимо  13  учитывать следующие факторы:  прочность эксплуатационной колонны и цементного камня  для добывающих скважин;  ухудшение фильтрационных свойств пласта в результате возрас тания напряженного состояния коллектора и разгазирования продукции;  технологические  условия работы глубиннонасосного оборудования;  возможность образования отложений  парафина;  прочность эксплуатационной колонны и цементного камня;  для нагнетатель ных скважин  давление гидроразрыва пласта.  Во второй главе рассмотрены основные принципы и критерии по выделению и обос нованию геологофизических характеристик нефтяных месторождений Татарстана для при менения ГБ.  Теоретические исследования, результаты строительства и эксплуатации десятков и  сотен СГО свидетельствуют о том, что ожидаемая высокая эффективность применения ГТ в  большей степени зависит от особенностей геологического строения продуктивного пласта –  его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородности, пористости,  проницаемости, толщины и т.д., чем в случае с вертикальными скважинами. Никакие, даже  самые передовые технологии, по степени влияния на продуктивность скважин не могут кон курировать с природными свойствами пластов.  В этой связи необходимо отметить, что в программах на строительство СГО особое  внимание необходимо уделять геологопромысловому анализу участка заложения.  Месторождения Республики Татарстан находятся на разной стадии разработки. Ос новные запасы нефти в республике сосредоточены на Ромашкинском нефтяном месторож дении, начальные извлекаемые запасы которого составляли более двух миллиардов тонн.  Склоновые части последнего на структурных планах по отражению «У» и «В» представляют  террасовидное строение с падением в направлении УстьЧеремшанского, НижнееКамского,  АктанышЧишминского, Бавлинского и Шалтинского прогибов. Террасы контролируют вало образные структуры второго порядка, которые в свою очередь осложнены структурами тре тьего порядка, небольшими по размерам, но контрастными поднятиями, контролирующими  залежи нефти в отложениях карбона и девона.  Все месторождения, находящиеся на территории республики Татарстан, сложнопо строенные многопластовые и многозалежные. Месторождения характеризуются структурой  остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и  низкопроницаемых в терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах,  с высоковязкой нефтью.  Крупные месторождения республики: Ромашкинское, Бавлинское, НовоЕлховское,  Первомайское (рис. 6), основные запасы которых сравнительно легкой и малосернистой  нефти, приуроченные к терригенным коллекторам кыновского и пашийского возрастов, в  значительной степени выработаны (87,6 %).  Доля запасов в карбонатных коллекторах выросла по компании с 7,4 % до 29,7 %, а  доля запасов в терригенных коллекторах уменьшилась с 92,6 % до 70,3 %.  В целом, на конец 2010 года отобрано более 80,0 % от начальных извлекаемых запа сов (НИЗ) месторождений компании по Татарстану. Из них 98,0 % всей добычи приходится на  терригенные коллекторы, причём доля добычи из терригенных отложений девона, насы щенных маловязкой нефтью (менее 10 мПас) составила 89,4 %, а 10,6% отобрано из терри генных отложений тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, насыщенных  вязкой и высоковязкой нефтью (от 30 до 800 мПас).  На конечные результаты строительства СГО в первую очередь влияют горно геологические условия залегания продуктивных пород, которые требуют тщательного ана лиза при заложении скважин сложной архитектуры с целью выбора оптимального положе ния её траектории в зоне развития коллектора и продуктивном разрезе.  14  бобрик, турне бобрик, девон бобрик, турне, девон башкир, турне турне, девон Рис. 6. Месторождения разрабатываемые с применением СГО  В итоге можно выделить несколько основных задач и критериев применения ГТ на  месторождениях и залежах республики:  выработка запасов нефти под населёнными пунк тами и их санитарнозащитными зонами (СЗЗ), природоохранными и курортными зонами;   форсирование ввода запасов нефти в разработку;  выработка запасов нефти тупиковых и  линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки  вертикальных скважин;  уменьшение затрат на тонну добытой нефти за счёт уменьшения  проектного фонда добывающих скважин и экономии на инфраструктуре;  выработка запа сов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов;  выработка запасов нефти и со здание систем заводнения в маломощных пластах с ограничением пласта по разрезу непро ницаемыми породами;  создание систем поддержания пластового давления;  обеспечение  избирательного заводнения по разрезу;  интенсификация добычи нефти путём увеличения  дебита добываемой продукции;  выработка запасов нефти в водонефтяных зонах (ВНЗ);   избирательная выработка запасов нефти по разрезу;  снижение интенсивности обводнения  добываемой продукции.  В целом, по разрезу нефтяных месторождений юговостока РТ можно выделить три  основных объекта, которые разрабатываются с применением горизонтальных технологий  (сверху вниз):  башкирскосерпуховский;  тульскобобриковский;  турнейский (табл. 1 и  рис. 7).  Единичные скважины пробурены на отложения заволжского, данковолебедянского и  пашийского возрастов, 86,1 % от общего количества СГО в РТ пробурено с целью выработки  трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов среднего и нижнего карбо на.  Самым верхним объектом эксплуатации с применением ГТ на месторождениях РТ  (глубина 7501036 м) являются отложения башкирскосерпуховского возраста среднего и  нижнего карбона, на которые пробурено 176 ГС и 32 РГС со средними дебитами по нефти 4,6  т/сут и 4,4 т/сут, соответственно.  15  Рис. 7. Сводный геологогеофизический разрез  Таблица 1  Геологофизические характеристики объектов  Башкир. Тульско Тур Данк. Кыновс. Параметры  серпух. бобрик. нейск. лебед. паший  Средняя глубина залегания, м 886 1288 1164 1310 1740  Тип коллектора терри карбо карбо терри карбонат  ген нат нат ген  Средняя общая толщина, м 20 14 31,2 7,1 28,5  Средняя нефтенасыщ. толщина, м 6,1 7,1 9,8 5,1 6,1  Проницаемость, мкм2 0,13 0,91 0,12 0,03 0,53  Пористость, % 14,42 24.30 12,67 7 18,7  Начал. пластовое давление, MПa 8,72 13,16 11,26 13,1 17,5  Динамическая вязкость, мПас 89,72 91,41 35,62 70,8 4,4  Плотность нефти, т/м3 0,9 0,89 0,88 0,91 0,81  Газосодержание нефти, м3/т 2,34 11,37 17,66 12,4 61,7  Давление насыщ. нефти газом, MПa 2,98 3,82 3,94 1,6 8,9  16  Особенностью строения пород башкирскосерпуховского возраста, влияющей на раз мещение условногоризонтальной части ствола скважины (УГЧСС), является наличие трещи новатости и кавернозности, последняя из которых при наличии длительного соприкоснове ния с рассолами мелководного морского бассейна приводит к образованию карстогенных  зон. Неглубокий карст способствует увеличению дебита при прохождении через него СГО, а  глубокий – способствует, наряду с увеличением дебита, быстрому обводнению продукции.  При заложении СГО на такие зоны важно определить глубину процесса карстообразования,  так как «незалеченный» карст – это природная ёмкость, являющаяся накопителем флюида.  Залежи нефти в башкирскосерпуховских отложениях контролируются структурами  положительного знака от небольших до средних размеров (0,55,60,7510,2 км2) и ампли туд (1050 м), практически полностью совпадающих в плане с нижевыделенными по разрезу  положительными структурами в отложениях турнейского яруса и карбонатного девона. Ори ентация структур, в основном, субмеридиональная, соответствующая направлению близле жащего разлома или прогиба.  Данные, которые получены по результатам бурения более 176 СГО, позволили опти мизировать ГБ на данный объект эксплуатации:  при строительстве ГС целесообразно пере крывать колонной наиболее слоистую и неоднородную часть разреза черемшанского и ме лекесского горизонтов, оставляя её в качестве объекта возврата, который можно разрабаты вать совместно с пластовыми залежами верейского горизонта;  траекторию УГЧСС необхо димо прокладывать в наиболее продуктивной части разреза, в отложениях прикамского и  протвинского горизонтов (рис. 8);  при наличии нескольких пропластков траектории УГЧСС  проводятся ступенчато с избирательным вскрытием наиболее проницаемых пропластков с  использованием их в качестве каналов дренирования.  Максимальные толщины пластовколлекторов на территории РТ отмечены в пределах  Куакбашского вала ЮТС.  Скв. № 317а Скв. № 297798 80 16 0 240 мм 0 10 20 30 40 Ом м  802 0 2 4 6 мкр/час 2.4 2.8 3.2 3.6 усл.ед.

1.2 1.6 2.0 2.4 усл.ед. 80 0.4 0.8 mv 1.2 1.6 усл.ед.  - + 888Скв. 8№2927РГС 826 Сме щение от устья на точку входа в пласт 407.8 м  Длина ствола 568.0 м  Абс. отм. 83 3.0 м 8Глубина 965.0 м Абс. отм. 834.0 м УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

8ИЗВЕСТНЯК НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ 8ИЗВЕСТНЯК ПЛОТНЫЙ Башмак по факту 8Абс. отм. 842.3 м ИЗВЕСТНЯК ВОДОНАСЫЩЕННЫЙ 88III ствол I ств ол Абс. отм. 854.6 м 8Абс. отм. 6.3 м 8II ствол 862 Абс. отм. 857.12 м Абс. отм. 860.0 м Глубина 992.0 м 8870 ВНК -872.0 м 888Рис. 8. Фактическая траектория РГС №2927МЗГ отложений  башкирского яруса АксубаевоМокшинского месторождения  Вышележащие отложения верейского горизонта залегают на глубине 770  987м и  имеют повсеместное распространение на территории юговостока Татарстана.  Общая их толщина составляет в среднем 45 м. В отличие от отложений башкирского  яруса структурные планы по кровле продуктивных пород верейского возраста характеризу ются более пологими формами.  17  Отложения верейского возраста характеризуются трещиноватостью, контур нефте носности залежей, приуроченных к пластам С2 вр2 и С2 вр3, устанавливается, как правило, на  одной гипсометрической отметке. Залежи в верхних пластах, имеющих ограниченное разви тие, имеют гипсометрические отметки ВНК, отличные от нижних. Тип строения залежей пла стовосводовый или пластовосводовый частично литологически ограниченный. Покрышка ми для залежей верейского горизонта служат одновозрастные глинистые образования. На  большей части месторождений РТ залежи нефти в отложениях верейбашкирско серпуховского карбонатного комплекса отнесены к объектам возврата. Многопластовость  затрудняет применение ГБ к вышеописанным отложениям.  Выше по разрезу залегают породы каширского возраста, которые недостаточно оха рактеризованы по керну. Гидродинамические исследования скважин в разрезе отложений  каширского возраста, как правило, скудны, зачастую вообще отсутствуют. В виду того, что  объект недоизучен и недоформирован в отношении насыщения, применение ГБ на отложе ния каширского возраста в настоящее время считается проблематичным.  Продуктивные отложения тульского возраста наиболее распространены на терри тории западного, северозападного и северного склонов ЮТС, НовоЕлховского вала и отча сти на площадях Ромашкинского месторождения (рис. 6). В северном направлении увеличи вается площадь нефтеносности рассматриваемых отложений, представительность их разре за по присутствию пластовколлекторов и их нефтенасыщенных толщин. Толщина продук тивных пород изменяется от 6 до 12 м. Рассматриваемый объект является перспективным на  применение ГБ. На отложения тульского горизонта пробурены пять ГС и две РГС (одна нагне тательная) со средними дебитами по нефти 6,0 т/сут и 5,8 т/сут, соответственно.  На месторождениях РТ залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта, зале гающие на глубине 10601344м, контролируются теми же поднятиями, что и залежи в отло жениях тульского горизонта, что и является поисковым признаком, используемым при нали чии сейсмоисследований 2Д и 3Д. В разрезе отложений бобриковского горизонта выделяют ся четыре пластаколлектора, индексируемых как: С1бр4, С1бр3, С1бр2 и С1бр1 (С1брII,  С1бр13, С1бр12, С1бр11). Нефтенасыщенными могут быть породы пластовколлекторов, при сутствующих в разрезе в разных вариациях (рис. 7, 9).  При ГБ залежей в отложениях бобриковского горизонта, необходимо использовать не  только метод «от известного к неизвестному», но и результаты детализационных сейсмиче ских исследований, как: непродольного вертикального сейсмопрофилирования, наземной  скважинной электроразведки, нейрокомпьютерной сейсмики, сейсмический локатор боко вого обзора для карбонатных коллекторов.  На рассматриваемый объект эксплуатации в настоящее время пробурено 130 ГС и 20  РГС со средним дебитом по нефти 9,4 т/сут и 9,9 т/сут, соответственно.  Отложения турнейского яруса развиты в пределах всего юговостока Татарстана и  залегают на глубине 1070  1350м. Стратиграфический разрез турнейского яруса более изу чен, чем разрез нижних отложений карбонатного девона.  Он представлен отложениями (сверху вниз): кизеловского, черепетского, упинского и  малевского горизонтов, которые литологически сложены карбонатными породами, пред ставленными известняками нескольких структурногенетических разностей.  Отложения черепетского возраста, как правило, слагаются уплотненными разностя ми. Особенно это выражено в разрезе месторождений юговосточного склона ЮТС (рис. 6).  Наличие вертикальной толщины нефтеносного разреза более 12 м, позволяющей  проводить траекторию УГЧСС как минимум на 10 м выше ВНК, без учёта коридора бурения,  делает применимым бурение на этот объект эксплуатации СГО скважин разных конструкций  (рис. 10).  Траекторию рекомендуется располагать в самом проницаемом прослое, как канале  18  дренирования флюида и в пределах руслового вреза субперпендикулярно направлению по тока.  по скв. № 10по скв. № 10 88 88900 9Кп, д.ед. К н, д.ед.

 99УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

 9908 ПЕСЧАНИК НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ 21.4 25.4 29.4 см   9912 0.9 1.2 1.5 1.8 2.1 усл.ед. ГЛИНИСТЫЙ ПЕСЧАНИК  Абс. отм. 912.6 м 0 2 4 6 8 мкр/час  9916 ИЗВЕСТНЯК ПЛОТНЫЙ Скв. № 1222МЗГ 920 9Смещение от устья на точку входа в пласт 315.0 м  0.241 0.967 Длина ствола 227.0 м 924 3 9С бр-I Абс. отм. 936.5 м Глубина 1071.5 м 928 90.254 0.92+ 9932 С бр-I Абс. отм. 933.6 м Кп, д.ед. Кн, д.ед. Прониц, мД.

 990.254 0.9Абс. отм. 937.7 м  99С елх 944 С тр 9948 9918.952 0.237 0.879 9956 90.263 0.9 99 99932. 990.264 0.9972 9976 90.268 0.9 99Рис. 9. Фактическая траектория РГС №1222МЗГ отложений  бобриковского горизонта НовоСуксинского месторождения Бурение ГС и особенно РГС ведёт к уменьшению количества бурящихся скважин, уве личению охвата выработки запасов в межскважинном пространстве, интенсификации добы чи нефти и увеличению нефтеизвлечения (турнейский объект Ромашкинского и др.).  На рассматриваемый объект эксплуатации в настоящее время пробурено 258 ГС и 34  РГС со средним дебитом по нефти 6,7 т/сут и 8,5 т/сут, соответственно.  Ниже по разрезу месторождений РТ среди продуктивных объектов можно выделить  карбонатные породы верхнего девона, включающие отложения (снизу вверх): бурегско семилукского, евланоливенского, данковолебедянского и заволжского возрастов. В это  время осадконакопления отмечается рост биогермных построек самых разных размеров  иконфигураций, высота которых измеряется от 10 м в зонах приподнятых блоков до сотен и  более метров во внешних и внутренних бортовых зонах прогибов (НовоСуксинская, Бухар ская и др.).  Вышеназванные отложения развиты на всей территории Татарстана, но нефтенасы щенны они только в пределах ЮТС, его северного, северовосточного и юговосточного  склонов. На остальной территории они либо недоразведаны (НовоЕлховский вал, западный  склон ЮТС), либо водоносны в результате своего низкого гипсометрического стояния. Ис ключением могут служить продуктивные отложения заволжского горизонта, которые нефте насыщены на ряде месторождений западного склона ЮТС (Чегодайском, Урмышлинском и  др.) и крайнего юговостока.  Самыми нижними по разрезу продуктивными отложениями на рассматриваемой  территории, разрабатываемыми с применением СГО, являются терригенные отложения  верхнего девона, представленные породами пашийского и кыновского горизонтов и зале 19  гающие на глубине 17001940м.  Разрез отложений кыновского возраста можно разделить на три пачки: верхняя часть  разреза отложения представлена аргиллитами с прослоем песчаника, выделяемого на  большей части Ромашкинского месторождения; средняя часть – переслаиванием глин и  алевролитов; нижняя часть  аргиллитами.  Петрофизические свойства глин верхней и нижней пачек отличаются. Глинистые по роды верхней пачки по макроскопическому описанию имеют зеленоватосерый цвет и ли стоватослоистое строение.  скв. №58Кп, д.ед. Кн, д.ед. Прониц., МД. 1010УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

101.0 2.6 4.2 5.8 7.4 усл.ед.

101.0 1.8 2.6 3.4 4.2 усл.ед.

ИЗВЕСТНЯК НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ 1.0 1.4 1.8 2.2 2.6 усл.ед.  0 10 20 30 мкр/час 10100 2 4 6 8 мкр/час  ИЗВЕСТНЯК НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ 216 296 мм 25mv 111102 - + 0 10 20 Ом м 0 50 Ом м  ИЗВЕСТНЯК ВОДОНАСЫЩЕННЫЙ 1111111110 ИЗВЕСТНЯК ПЛОТНЫЙ 111111111120.0  скв. №6160МЗГ 1111Смещение от устья на точку входа в пласт 200.0 м Длина I ствола 337 м 1111Длина II ствола  221м Длина III ствола  165 м 1111Абс. отм. 1130.0 м Глубина 1229.0 м II ствол  1111Абс. отм. 1135.6 м III ствол  Абс. отм. 1137.2 м 1134.0 11110.128 0.643 27.1136.I ствол 0.142 0.668 42.II ствол 1111Абс. отм. 1139.Абс. отм. 1140.0.128 0.707 27.I ствол  0.128 0.745 27.1111Абс. отм. 1140.6 м III ствол Абс. отм. 1144.0.158 0.78 69.11110.133 0.715 31.Утв. ВНК -1154.0 м 111111110.124 0.635 23.11110.12 0.571 21.11110.124 0.58 23.9 111111110.201 0.825 250.111178 0.188 0.825 177.0.175 0.795 1111111Рис. 10. Фактическая траектория РГС №6160МЗГ отложений  турнейского яруса Пионерского месторождения В сухом состоянии они рассыпаются даже при легком ударе, а при длительном сопри косновении с водой обнаруживают склонность к рассланцовыванию и осыпанию, что неред ко приводит к осложнениям при разбуривании этих пород. Это является главным и объек тивным препятствием применения ГБ на пашийский объект при отсутствии определённых  технических средств, позволяющих проходить агрессивные отложения кыновского возраста  с углом, не превышающем 50о  60о градусов без заваливания, и производить набор угла до  20  90о в пределах вертикальных толщин верхней части рассматриваемого объекта в интервале  2  12 м. В НГДУ «Азнакаевскнефть» на отложения пашийского возраста с целью усиления  системы ППД пробурено 9 ГС и РГС. Увеличение приёмистости в два и более раз достигается  в слабопроницаемых коллекторах. Наиболее продуктивные коллекторы пашийского гори зонта перекрываются глинами кыновского горизонта, толщина которых увеличивается с юго востока к северозападу. Наибольшие её значения приурочены к депрессионному типу раз реза на северном склоне ЮТС.  В пределах Елховского вала и ЮТС нефтеносными являются все выделенные в разре зе пашийского горизонта пластыколлекторы (рис. 7). Нефтенасыщенные толщины отложе ний пашийского возраста изменяются в пределах 224,2м. По толщинам, коллекторским  свойствам и свойствам насыщающих флюидов пашийский объект эксплуатации является по тенциальным для применения ГБ (рис. 11).  В настоящее время на указанный объект пробурено 21 ГС со средним дебитом по  нефти 8,9 т/сут.  Необходимо отметить, что при бурении СГО на пашийский объект необходимо прой ти вышележащие агрессивные отложения кыновского возраста. На современном этапе су ществующая техника позволяет строить СГО пока только на нижнюю пачку коллекторов  группы пластов Д1.  Во второй главе по результатам 35ти летнего опыта эксплуатации СГО в Республике  Татарстан, выделены основные критерии по выбору объектов под горизонтальное бурение:  геологический, технологический, технический и экономический.  по скв. № 947д по скв. № 1233 по скв. № 121442 11446 11450 11454 1Н, м Кп, д.ед. Кн, д.ед. Прониц, мД Н, м Кп, д.ед. Кн, д.ед. Прониц, мД 1458 11462 11466 1Скв. № 3922 Г 1470 1Н, м Кп, д.ед. Кн, д.ед. Прониц, мД Смещение от устья на точку входа в пласт 200.0 м 1474 1Абс. отм. 1481.4 м 1478 Глубина 1749.6 м 1Абс. отм. 1481.0 м 1411.0 0.149 0.59 40.1.1 0.151 0.605 29.0.6 0.206 0.816 11.1.0 0.208 0.771 48.1.5 0.206 0.769 29.5.6 0.232 0.869 39.1486 0.6 0.171 0.749 46.7 10.5 0.156 0.808 58.4 Абс. отм. 1483.8 м 0.6 0.176  59.1.0 0.198 0.855 65.0.8 0.179 0.717 27.1490 12.4 0.214 0.805 28.4.6 0.20  10.5.4 0.212  12.2.5 0.161  60.1494 12.5 0.207  9.1.6 0.191  58.2.7 0.245  15.8  2.2 0.18  66.1  1498 6.3 0.201  4.4 11502 1Рис. 11. Фактическая траектория ГС №3922Г отложений пашийского  горизонта Жмакинского участка Бавлинского месторождения Геологический критерий учитывает геологофизические параметры залежей, наличие  осложняющих геологических факторов бурения горизонтальных стволов и их эксплуатации.  Технологический критерий определяется реализованной системой и текущим состоя нием разработки, а главное – наличием целиков нефти или слабо охваченных вытеснением  участков залежей по площади и по разрезу, которые существующими методами невозможно  вовлечь в разработку.  Технический критерий учитывает техническое состояние скважины с точки зрения  возможности бурения боковых горизонтальных стволов (целостность эксплуатационной ко лонны и цементного камня за ней, отсутствие заколонных перетоков).  Экономический критерий определяется экономической целесообразностью бурения  ГС и БГС с точки зрения окупаемости затрат и необходимой прибыли.  С учетом названных критериев все месторождения ОАО «Татнефть» рассмотрены на  предмет целесообразности бурения СГО и довыработки запасов БС и БГС из пробуренного  21  фонда скважин.  По перспективности и эффективности бурения СГО все объекты разработки можно  подразделить на три категории.  К первой категории отнесены залежи с благоприятными условиями, по выше назван ным критериям. Это, прежде всего, массивные залежи турнейского и башкирского возраста с  нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м; пластовые залежи верейского и яснополянского  объектов с нефтенасыщенной толщиной пластов не менее 3 м.  Ко второй категории относятся объекты с повышенным геологическим и технологиче ским риском для ГБ, связанным с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов,  представленных пластами коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разре за выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанно стью запасов. К этой категории относятся почти все объекты разработки многопластового ти па башкирского возраста с высокорасчлененными карбонатными коллекторами.  К третьей категории относятся водонефтяные зоны и подошвенные части залежей, а  так же высоко выработанные объекты. На эти объекты практически геологически, технологи чески и экономически ГТ неприемлема.  Выбор формы разветвлений скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его  литологической характеристики, наличия или отсутствия над и под ним пластов, требующих  изоляции продуктивного интервала. Радиусы искривления стволов и глубины мест забури вания зависят от пластового давления, режима фильтрации жидкости в пласте и применяе мых мер по поддержанию пластового давления. Профили стволов, их длина и число ответв лений зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, толщины пласта, литоло гии, распределения твердости пород, степени устойчивости разреза. Рекомендации на со ставление проекта РГС для каждого конкретного месторождения должны выдаваться в ре зультате комплексного рассмотрения указанных геологотехнологических условий и техни ческих возможностей исполнения.  В настоящее время разработано много различных форм разветвлений и профилей  УГС СГО, отличающихся друг от друга числом ответвлений, их формой и протяженностью.  Основными предпосылками для выбора той или иной формы СГО и профиля ее ство ловответвлений, являются наряду с горногеологическими условиями участка заложения  условия эксплуатации и разработки, с одной стороны, и технические возможности совре менного уровня техники и технологии бурения, крепления, освоения и ремонта СГО, с дру гой.  Выбор того или иного уровня сложности СГО и соединений стволов зависит от ряда фак торов:  толщина продуктивного пласта;  литологическая характеристика горных пород (в  предполагаемых местах установки соединений стволов в сцементированных породах могут  применяться системы первого и второго уровней, а в несцементированных породах необхо димо применение систем третьего и более сложных уровней);  наличие плотного прослоя в  зоне ВНК;  цель бурения МЗС;  требования по обеспечению герметичности соединений  стволов;  необходимость обеспечения избирательного (раздельного или совместного) при тока флюида в скважину и др.  За основу разработки критериев выбора уровня сложности СГО на месторождениях  Республики Татарстан приняты РД 15339042105 и РД 39014758521400.  Главной задачей, решаемой при обосновании применения ГТ, является построение  геологической модели, которая характеризует продуктивный объект по всем параметрам,  необходимым для правильного выбора участка их заложения и строительства по толщине,  коллекторским свойствам вмещающих пород, степени их неоднородности, наличию или от сутствию водонефтяного контакта, физикохимическим свойствам насыщающих флюидов и  запасам нефти. Все случаи заложения СГО и возможные конструкции рассмотрены для ме 22  сторождений, залежей и участков без наличия тектонических нарушений.  Автором выделены два критерия по выбору сложности архитектуры СГО.  Первым критерием выбора сложности архитектуры СГО является цель бурения. При  решении задачи применения СГО, в которых разветвление должно осуществляться в про дуктивном пласте, важным параметром в подборе участков является толщина продуктивно го пласта. Строительство СГО возможно при условии разветвления в указанных толщинах:  а) практически в одной плоскости – уровни 1, 2, 3 по классификации TAML (рис. 12):  в  тонких пластах толщиной от трех до пяти метров без водонефтяной зоны;  в водонефтяных  зонах, в тонких пластах толщиной от шести до 13 метров с учетом критерия расстояния ниж ней точки траектории скважины до водонефтяного контакта (ВНК) индивидуально по разным  типам коллекторов;  б) в разных плоскостях – этажные скважины, в пластах с толщиной не менее шести  метров – уровни 1 – для крепких пород (карбонатных или терригенных, имеющих хорошую  сцементированность), остальные  2, 3, 4, 5, 6 могут быть применены к любым породам при  условии технологической и экономической эффективности.  При условии разветвления над продуктивным пластом с изоляцией вышележащих  отложений – уровни 4, 5, 6 (рис. 12):  в нефтяных зонах на толщинах не менее трёх метров с  наклоннонаправленным и горизонтальным исполнением траектории стволов в продуктив ной части и в ВНЗ на толщинах от шести и более метров (в терригенных коллекторах), до 13 и  более метров (в карбонатных коллекторах).  В связи со  сложным строением  залежей и с целью  сохранения рабочей  толщины необходи мо, чтобы коридор  бурения в этаже  нефтеносности не  превышал 0,5 – для  терригенных коллек  1 уровень 2 уровень 3 уровень торов и 1,0 м – для  карбонатных.  Второй кри терий – это литоло гическая характери стика пород, на ко торые бурят РГС и  БГС, и пород в пред полагаемых местах  установки соединений  стволов – это один из   4 уровень 5 уровень 6 уровень важнейших этапов  Рис. 12. Классификация РГС по TAML  строительства, осво ения и эксплуатации подобных скважин.  Как известно, породы – коллекторы на месторождениях ОАО «Татнефть» разделяются  по литологическому признаку на две крупные группы: карбонатные и терригенные.  Выбор конструкции скважины в продуктивной части разреза зависит от петрофизиче ских свойств пород, слагающих его и пород, служащих покрышками:  вещественного соста ва;  карбонатности, глинистости, песчанистости;  гранулометрического состава;  степени  23  отсортированности и сцементированности;  степени неоднородности и монолитности;   численных значений пористости, проницаемости и нефте и водонасыщенности.  По результатам анализа ГБ как отечественных, так и зарубежных фирм в зоне с ВНК  рекомендуется траекторию стволов проводить: в карбонатных коллекторах не менее, чем  на десять метров выше гипсометрической отметки ВНК, в терригенных  не менее, чем на  три метра. Наличие в зоне ВНК плотного прослоя облегчает решение задачи исключения  подтягивания конуса воды и расстояние до его кровли устанавливают в зависимости от тол щины плотного прослоя и его петрофизической характеристики. При отсутствии ВНК траек тория СГО и БГС траектория может быть максимально приближена к подошве продуктивной  части пласта.  Во второй главе также рассмотрены основные принципы обоснования заложения,  проводки и размещения УГС СГО как на новых, так и на старых месторождениях и объектах  Республики Татарстан.   Показано, что характер размещения СГО изначально определяется рациональной си стемой заводнения для данного объекта. При блоковой системе заводнения размещение  СГО линейное, в шахматном порядке, при площадной – по периметру элемента. При этом  при любом размещении добывающих СГО нагнетательные целесообразно бурить верти кально для обеспечения равномерного вытеснения нефти закачиваемым агентом по разрезу  нефтяного пласта.  При размещении условногоризонтального участка ствола (УГУС) в терригенных кол лекторах необходимо соблюдать следующие критерии:  в пределах нефтяной зоны толщина  продуктивного пласта должна составлять не менее трех метров;  при наличии нефтеносных  коллекторов во врезовых зонах при узком русле (не более 400500 м.) УГУС следует разме щать в направлении «от борта до борта» или вдоль русла в зонах расширения вреза;  в ВНЗ  минимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины должно быть не менее  трех метров, и эта величина может быть скорректирована по литологопетрографическому  составу пород и их физическим свойствам в каждом конкретном случае; наличие остаточных  запасов нефти, равных или превышающих минимальные удельные рентабельные запасы на  одну скважину, определенные техникоэкономическими расчетами; проектирование СГО  необходимо производить на основе геологоматематической модели, построенной с ис пользованием результатов ГИС, сейсмики, опробования.  При обосновании оптимальной длины УГУС необходимо учитывать результаты анали за всего пробуренного фонда ГС (466 скважин). Средняя длина УГУС ГС башкирского объекта  (137 скв.) составляет 264,5 м, бобриковского объекта (97 скв.) – 131,3 м, турнейского объекта  (208 скв.) – 289 м, данковолебедянского горизонта (4 скв.) – 262 м и пашийского горизонта  (20 скв.) – 129 м.  При массивном типе залежи оптимальная траектория профиля УГУС либо нисходя щая, либо субгоризонтальная. Хорошо согласуется с этим представлением бурение УГУС по  падению пласта либо по его простиранию. При такой траектории УГУС исключается возмож ность образования водозатвора и сохраняется возможность отсечения обводнившейся в хо де эксплуатации хвостовой части ствола.  В пластовых залежах с краевыми водами в нефтяной зоне расположение траектории  УГУС в разрезе при больших толщинах (10 и более метров) должно быть нисходящим, при  небольших толщинах – субгоризонтальным. Такое решение обусловлено тем, что заводне ние в поровом коллекторе происходит снизу вверх. В карбонатных коллекторах данково лебедянского и бурегскосемилукского возраста, к которым приурочены пластовосводовые  залежи, подстилающиеся и перекрывающиеся плотными коллекторами, приоритетной явля ется нисходящая траектория ствола.  Несмотря на все вышесказанное, на практике при строительстве СГО в Республике Та 24  тарстан, по тем или иным технологическим причинам, реализованы разнообразные типы  профилей (рис. 13).  25,0 2Анализ результатов  глубинных гидродинами ческих исследований пяти  2СГО НГДУ «Азнакаев 20,нефть» позволяют реко 2мендовать к строитель ству такие скважины, что 15,2бы в них в процессе экс плуатации происходила  2компенсация депресси 10,онных потерь, которые  возникают в условно 2горизонтальной части  5,0 нач дебит нефти, т/сут ствола. В случае, когда  1тек дебит нефти, т/ сут планируется эксплуатация  сред длина УГУС, м СГО с приложением де 0,0 1прессии в начале УГЧС, то  нисх восх гориз волн необходимо строить СГО с  типы профилей Рис. 13. Распределение ГС по типу профиля  нисходящим профилем  УГС (с учетом увеличения  естественной гидростатистической составляющей).  Третья глава посвящена исследованиям влияния основных геологических и техноло гических параметров на эффективность применения СГО.  Горногеологические условия включают в себя степень вскрытия продуктивной тол щи, как по простиранию пластов, так и по вертикали, а также фильтрационноемкостные ха рактеристики вскрытия пластов, характеризующиеся коэффициентом пористости по данным  ГИС.  Вопрос выбора оптимальной УГУС СГО остается дискуссионным. Теоретически, с уве личением длины ствола должны расти и дебиты РГС, независимо от других факторов, таких  как толщина пласта, степень анизотропии и др.  В настоящее время длина СГО определяется проектной плотностью сетки разбурива ния залежей нефти ВС и составляет от 300 до 450 м. Однако, по геологическим и технологи ческим причинам длина ствола пробуренных ГС в продуктивной части залежей нефти варьи руется от 5 до 599,7 м.  Для проведения анализа скважины были разбиты на четыре группы с длиной УГУС до  100 м, от 100 до 200 м, от 200 до 300 м, и более 300 метров. Самыми продуктивными оказа лись вторая и третья группы по 144 и 65 СГО (от 100 до 200 м и от 200 до 300 м), при средней  эффективной длине УГУС 147 м и 243,8 м, их средний начальный дебит нефти составляет 9,7  т/сут и 7,9 т/сут (текущий дебит нефти 8,0 т/сут и 7,9 т/сут). В первой группе со 198 СГО (до  100 м) при средней длине УГУС 46,0 м средний начальный дебит нефти составил 5,3 т/сут  (текущий дебит нефти 4,6 т/сут). В четвертой группе с 73 СГО при средней длине УГУС 360,0 м  начальный дебит нефти равен 3,9 т/сут (текущий дебит нефти 4,5 т/сут) (табл. 2).  По результатам анализа 35ти летней эксплуатации ГС получено, что наибольший де бит по нефти (4,9 т/сут) турнейских СГО достигается при длине УГС в среднем 159 м и их  дальнейшее увеличение не приводит к заметному приросту дебита.  При разработке залежей нефти бобриковского горизонта ГС с длиной УГС в среднем  140 м, которые обеспечивают дебит по нефти, равный 11,3 т/сут.  средняя длина УГУС, м начальный и текущий дебит нефти, т/сут 25  Таблица 2  Зависимость технологических параметров от длины УГУС ГС по группам  показатели объекты по всему фонду башкирский объект колво скважин 198 144 65 73 57 65 14 средн эффективн длина УГУС 46,0 147,0 243,8 360,0 54,8 143,6 243 340,средн нач дебит нефти 5,3 9,7 7,9 3,9 3,6 3,7 2,9 4,средн тек дебит нефти 4,6 8,0 7,9 4,5 3,3 3,5 2,9 2,средн обводнненость 53,8 51,1 52,1 21,0 67,1 67,4 66,6 34,накопл нефть, тыс.т 2321,3 2574,6 888,3 1004,1 609,2 720 161 67,накопл нефть на 1 скв., тыс.т 11,7 17,9 13,7 13,8 10,7 11,1 11,5 9,накопл вода, тыс.т 4942,8 6341,7 732,8 340,3 2653 4974 411 92,накопл жидкость, тыс.т 7264,1 8916,3 1621,1 1344,4 3262,2 5694 572 160,объекты тульскобобриковский объект турнейский объект колво скважин 87 23 3 1 35 51 47 средн эффективн длина УГУС 43,9 134,8 257,7 394,6 49,5 156 254,8 344,средн нач дебит нефти 8,4 11,4 22,2 3,5 4,7 3,3 3,5 средн тек дебит нефти 7,1 16,3 22,5 5,2 4,9 3,8 4,3 5,средн обводнненость 52,7 41,5 33,2 18,9 24,9 27,8 14,9 9,накопл нефть, тыс.т 1112,6 890 25 21,6 373,8 739,8 681,7 914,накопл нефть на 1 скв., тыс.т 12,8 38,7 8,3 21,6 10,7 14,5 14,5 14,накопл вода, тыс.т 1964,6 604,7 11 3,3 106,8 350,7 263,4 244,накопл жидкость, тыс.т 3077,2 1494,7 36 24,9 480,6 1090,5 945,1 1159,объекты данковолебедянский объект кыновскопашийский объект колво скважин 121 18 средн эффективн длина УГУС 44,4 139,3 219,7 37,6 161,средн нач дебит нефти 4 3,3 3 5,9 средн тек дебит нефти 0,9 3 2 7 13,средн обводнненость 67 36,8 93,8 57,4 82,накопл нефть, тыс.т 15 34,6 20,6 210,7 190,накопл нефть на 1 скв., тыс.т 15 17,3 20,6 11,7 63,накопл вода, тыс.т 21,7 28 47,4 196,7 384,накопл жидкость, тыс.т 36,7 62,6 68 407,4 574,В близких горногеологических условиях в ВНЗ протяженные стволы повышают эф фективность разработки за счет более низкого темпа обводнения. По ГС башкирского яруса  10,наибольший дебит  по нефти (5,9 т/сут)  достигается при  длине УГС, равном в  5,среднем 368 м. Но  нужно заметить, что  со временем экс плуатации с ростом  0,обводненности  башкир бобрик турне данклебед девон продукции проис от 0 до 100 м ходит заметное  от 100 до 200 м снижение текущего  5,от 200 до 300 м дебита по нефти от  от 300 до 400 м начального (рис.  14).  10,В данной  главе также рас смотрено влияние  емкостных характе 15,ристик коэффици Рис. 14. Динамика снижения текущего дебита по нефти от  ента пористости и  начального на 1.1.2012 г.  100 м 200 м 300 м 400 м 100 м 200 м 300 м 400 м от 0 до от 0 до от 100 до от 200 до от 300 до от 100 до от 200 до от 300 до 4,1,1,1,0,0,0,0,0,0,1,1,1,0,3,снижение текущего дебита нефти от начального, т/сут 13,26  нефтенасыщенности на средний начальный и текущий дебит нефти и обводненность ГС по  объектам эксплуатации.  Так, по 103 проанализированным ГС башкирского объекта, где пористость меняется  от 7,7 до 25,7% (в среднем 11,4%), можно утверждать, что ярко выраженной зависимости  средних дебитов нефти и обводненности от коэффициента пористости не отмечается.  По анализу 40 ГС бобриковского объекта, где пористость меняется от 7,7 до 25,4% (в  среднем 20,7%), отмечается ярко выраженная линейная зависимость обводненности про дукции и слабая зависимость среднего начального дебита нефти от коэффициента пористо сти.  По 146 проанализированным ГС турнейского объекта, где пористость меняется от 7,0  до 24,9% (в среднем 12,3%), также наблюдается слабая линейная зависимость средних деби тов нефти от коэффициента пористости. По остальным эксплуатационным объектам изза  малочисленности пробуренного фонда ГС судить о какойлибо зависимости не представля ется возможным.  По башкирскому объекту анализ 103 ГС, у которых коэффициент нефтенасыщенности  меняется от 42,1 до 91,1% (в среднем 73%), показывает, что существует слабая зависимость  средних дебитов нефти от коэффициента нефтенасыщенности, по обводненности же наблю дается ярко выраженная линейная зависимость. По 40 проанализированным ГС бобриков ского объекта, у которых коэффициент нефтенасыщенности меняется от 21,3 до 94,2% (в  среднем 75,9%), прослеживается аналогичная картина. Что нельзя сказать по 146 проанали зированным ГС турнейского объекта, по которым коэффициент нефтенасыщенности меняет ся от 21,3 до 96,6% (в среднем 73,4%), где существует только слабо выраженная зависимость  текущего среднего дебита нефти от коэффициента нефтенасыщенности. По остальным экс плуатационным объектам изза малочисленности эксплуатационных ГС судить о какойлибо  зависимости не представляется возможным.  Следует учесть, что в каждой ГС турнейского объекта могут быть вскрыты высокопо ристые интервалы различной протяженности, приуроченные к коллекторам кизеловского  горизонта, которые и обеспечивают работу скважин. В связи с этим оценивать эффектив ность ГС по среднему показателю Кпор по всему стволу не вполне корректно.  Другим не менее важным показателем горногеологических условий применения ГС  является перфорированная толщина вскрытия всего разреза по толщине в зависимости от  профиля УГУС.  По башкирскому объекту было проанализировано 39 ГС, перфорированная толщина  которых меняется от 5,6 м до 410 м (в среднем 199 м). Результаты анализа показали, что  увеличение перфорированной мощности приводит к незначительному увеличению как  начального, так и текущего дебита нефти. А обводненность продукции с ростом перфориро ванной мощности имеет ярко выраженную тенденцию к снижению. Из проанализированно го количества ГС (39) 25 имеют нисходящий профиль УГУС, у которых дебиты нефти линейно  возрастают с увеличением перфорированной мощности. Начальный дебит нефти 9 ГС с го ризонтальным профилем УГУС имеет тенденцию к линейному снижению с ростом перфори рованной мощности, а текущий дебит нефти – ярко выраженный рост.  По бобриковскому объекту было проанализировано 64 ГС, перфорированная толщи на которых меняется от 11 м до 404 м (в среднем 110 м). По результатам анализа получено,  что увеличение перфорированной мощности приводит к увеличению как начального, так и  текущего дебита нефти. А обводненность продукции имеет ярко выраженную тенденцию к  снижению с ростом перфорированной мощности. Из проанализированного количества ГС  (64) 32 имеют нисходящий, 12  горизонтальный и 10  восходящий тип профиля УГУС, у ко торых дебиты нефти линейно возрастают с увеличением перфорированной мощности. У 10  ГС с волновым типом профиля с ростом перфорированной мощности увеличивается только  27  текущий дебит нефти.  По турнейскому объекту было проанализировано 129 ГС, перфорированная толщина  которых меняется от 2 м до 637 м (в среднем 259 м). Результаты анализа показали, что уве личение перфорированной мощности приводит к увеличению только текущего дебита  нефти. Начальный дебит нефти и обводненность продукции имеют выраженную тенденцию  к снижению с ростом перфорированной мощности. Из проанализированного количества ГС  (88) 32 имеют нисходящий, 28  восходящий, 19  горизонтальный и 9  волновой тип профи ля УГУС. У ГС с нисходящим типом профиля УГУС с увеличением перфорированной мощности  пласта текущий дебит нефти имеет тенденцию к росту, с восходящим и горизонтальным ти пом  начальный и текущий дебит растут, с волновым – дебиты падают.  На основе анализа статистических данных, полученных по результатам детального  анализа 35ти летней эксплуатации 503 ГС, выделен диапазон рассеивания расчетных деби тов по нефти в зависимости от эффективной длины УГС (формулы Ю.П.Борисова,  В.П.Меркулова и С.Джоши) и проведено их сопоставление с фактическими дебитами  (рис.15).  I диапазон рассеивания  расчетных дебитов по  аналитическим  формулам II III 050 50 100 100 200 200 300 300 400 400 500 500 60 50 100 200 300 400 500 6эффективная длина УГУС, м  башкирский объект  бобриковский объект  турнейский объект Рис. 15. Фактические начальные дебиты нефти и диапазон рассеивания дебитов,  рассчитанных по аналитическим формулам  По результатам сопоставления фактических дебитов нефти с расчетными можно ска зать, что все аналитические формулы дают завышенные значения дебита нефти для длин  УГУС в диапазоне от 100 до 600 м. Из рассмотренных 478 ГС всех продуктивных объектов,  находящихся в эксплуатации в ОАО «Татнефть», только у 17,8% ГС дебиты нефти находятся в  диапазоне рассеивания расчетных значений, у 64,6%  ниже и у 17,6%  выше.  По объектам эксплуатации 18,4% ГС бобриковского объекта, 11,3% турнейского объ екта и 27,3% башкирского объекта находятся в диапазоне рассеивания расчетных значений.  Дебиты основного количества ГС находятся ниже диапазона рассеивания, например, по  башкирскому объекту 67,1% ГС, 25,4%  бобриковского объекта и 67,1%  турнейского объек та. Но есть и ГС, у которых фактические дебиты нефти выше диапазона рассеивания расчет ных значений, например, по башкирскому объекту 5,6%, 56,1%  бобриковского объекта и  5,4%  турнейского объекта.  Выделены три группы ГС: I – средние начальные дебиты скважин выше расчетных де битов; II  средние начальные дебиты находятся в диапазоне расчетных; III  средние началь ные дебиты скважин ниже расчетных дебитов. Отмечено, что в первую группу, в основном,  начальный дебит нефти, т/сут 28  попадают скважины, пробуренные на бобриковские отложения, наибольшее количество  скважин второй группы относится к башкирскому объекту, и значительное количество сква жин турнейского объекта попадают в зону третьей группы ГС. Значения начальных дебитов  нефти ГС имеют тенденцию к отклонению от расчетных дебитов в сторону уменьшения в за висимости от эффективной длины УГУС (рис. 15).  Рассмотрим более подробно I группу скважин, которую в основном составляют 38 ГС  бобриковского горизонта. По результатам детального статистического анализа эксплуатации  этих скважин получена зависимость начальных дебитов нефти для отложений бобриковско го горизонта от эффективной длины УГУС (рис. 16).  20,18,16,14,12,10,y = 3,9996ln(x)  3,228,R = 0,626,4,2,0,0 20 40 60 80 100 120 140 160 1эффективная длина УГУС, м Рис. 16. Зависимость начальных дебитов нефти ГС для I группы  бобриковского горизонта от эффективной длины УГУС  По результатам статистического анализа удельных начальных дебитов нефти всех ГС  по объектам получено, что с ростом эффективной длины УГУС от 100 до 200 м средний  удельный дебит нефти по тульскобобриковскому объекту увеличивается на 7,1%, а по тур нейскому объекту – снижается на 48,7%.  На основе изложенного выше к бурению на тульскобобриковский объект можно ре комендовать ГС с длиной УГУС более 200м.  Таким образом, можно утверждать, что применение рассмотренных выше теоретиче ских формул для расчета дебитов нефти ГС, применительно к геологофизическим условиям  месторождений Республики Татарстан, зачастую дают завышенные значения расчетных де битов. Данные теоретические формулы не в полной мере описывают зависимость дебита  нефти от длины УГУС, не позволяют качественно оценить влияние наиболее существенных  факторов, таких как потери депрессии на трение вдоль УГУС, анизотропию пласта и скин фактор.  Получена зависимость отклонения фактических дебитов нефти от расчетных от эф фективной длины УГУС. Показано, что чем больше эффективная длина УГУС, тем больше от клонение в сторону уменьшения фактических дебитов нефти ГС от расчетных. По мнению  автора, основная причина отклонения заключается в интерференции УГС ГС со вертикаль ными стволами действующих ВС, и влияние данного фактора можно корректно оценить  только с применением математического моделирования с использованием 3D геолого технологических моделей месторождений.  начальный дебит нефти, т/сут 29  Проведенные исследования по оценке влияния толщины пласта и размещения УГС на  эффективность эксплуатации ГС показали, что местоположение УГУС ГС между кровлей и по дошвой пласта практически не оказывает существенного влияния на продуктивность ГС. От сюда можно заключить, что в сравнительно однородных пластах ствол скважины в продук тивном пласте можно размещать в верхней половине продуктивного пласта, подстилаемого  подошвенной водой для продления безводного периода её эксплуатации. Данное утвер ждение также подтверждается результатами анализа эксплуатации более 304 ГС со средним  дебитом по жидкости 16,9 т/сут, у которых местоположение УГУС в пласте колеблется от 0,3  м до 58 м, в среднем составляет 13,5 м. По башкирскому объекту проанализировано 114 ГС  со средним дебитом жидкости 28,6 м3/сут и расстоянием до кровли пласта от 0,5 м до 58 м  (в среднем 20,3 м). По результатам анализа получено, что местоположение УГУС ГС между  кровлей и подошвой пласта оказывает незначительное влияние на дебит жидкости, в част ности, с увеличением расстояния происходит некоторое увеличение дебита жидкости. При чем, с увеличением расстояния УГУС до кровли резко возрастает обводненность продукции  ГС. По бобриковскому объекту проанализировано 40 ГС со средним дебитом жидкости 10,6  м3/сут и расстоянием до кровли пласта от 0,6 м до 16,4 м (в среднем 4,4 м). По зависимости  дебита жидкости от расстояния до кровли пласта видно, что местоположение УГУС ГС между  кровлей и подошвой пласта не оказывает значительное влияние на дебит жидкости. Но вме сте с тем, с увеличением расстояния УГУС до кровли значительно возрастает обводненность  продукции ГС. По турнейскому объекту проанализировано 150 ГС со средним дебитом жид кости 6,9 м3/сут и расстоянием до кровли пласта от 0,3 м до 53,2 м (в среднем 10,9 м). По за висимости дебита жидкости от расстояния до кровли пласта можно увидеть, что местопо ложение УГУС ГС между кровлей и подошвой пласта не влияет на дебит жидкости. Следует  заметить, что по турнейскому объекту с увеличением расстояния УГУС до кровли происходит  заметное снижение обводненности продукции ГС.  По результатам анализа эксплуатации 304 ГС можно утверждать, что местоположение  УГУС ГС между кровлей и подошвой пласта практически не оказывает существенного влия ния на продуктивность ГС, но по башкирскому и бобриковскому объектам резко влияет на  обводненность продукции.  В третьей главе рассмотрены некоторые аналитические методы (формулы З.С.Алиева  и Ю.П.Борисова) определения дебита РГС с двумя и более УГС. По зависимости дебита нефти  от количества и длины УГС получено, что с увеличением УГС более четырех, рост дебита за метно уменьшается. По зависимости дебита нефти РГС от угла наклона и количества УГС по казано, что увеличение угла наклона УГС практически не влияет на дебит нефти РГС. По по лученной зависимости дебита нефти РГС от депрессии и количества УГС можно увидеть, что с  увеличением депрессии у РГС дебит нефти резко возрастает, особенно это заметно при де прессии выше 10 МПа. Увеличение количество УГС РГС позволит прирастить дебит нефти,  так, например, при одинаковой депрессии, равной 5 МПа, дебит РГС с двумя УГС равняется  12,8 т/сут, а с четырьмя УГС – 10,8 т/сут.  По результатам сопоставления расчетных дебитов по нефти, полученных по форму лам З.С.Алиева и Ю.П.Борисова, показано, что аналитическая формула Ю.П.Борисова дает  несколько завышенные значения.  Проведено сопоставление расчетных дебитов РГС №6159 и №6160 с фактическим де битами. Получено, что дебиты нефти полученные по приближенным формулам дают не сколько завышенные значения, особенно, по формуле Ю.П.Борисова (рис. 17). Несколько  завышенные значения полученных по аналитическим формулам дебитов РГС по мнению ав тора связана в основном с тем, что формулы не учитывают такие факторы, как трехмерность  течения жидкости, неучет анизотропии пластов по проницаемости, эксцентричность распо ложения УГУС в пласте и загрязнение околоскважинной зоны пласта.  30  Для более детальной  52,оценки начальных дебитов СГО  60,необходимо применять 3D геоло 29,готехнологические модели с уче 38,том реальных геолого 21,физических характеристик пла стов.  В данной главе также рас 20,смотрены вопросы конусообра № 61зования как у вертикальных  скважин, так и у РГС. Результаты  исследований, полученные с ис № 61З.С.Алиев пользованием аналитических  Ю.П.Борисов формул, а также с использовани факт начал. дебит ем 3D геологотехнологических  Рис. 17. Сопоставление расчетных и фактических  моделей показали, что характер  дебитов нефти у РГС №6159 и №6160  конусообразования у ВС и СГО  крайне отличается. Все заключается в продолжительности эксплуатации ВС и СГО с безвод ным дебитом нефти и поступлением воды в стволы скважин.  При освоении СГО после бурения возникают те же проблемы, что и при освоении ВС,  связанные с загрязнением призабойной зоны пласта твердыми частицами и фильтратом бу рового раствора, что приводит в результате к снижению коэффициента продуктивности  скважины. Рассчитать степень снижения продуктивности СГО и подобрать оптимальный ре жим необходимой технологии для увеличения гидропроводности призабойной зоны пласта  гораздо сложнее, чем для вертикальных скважин. Все заключается в более сложном матема тическом аппарате, с помощью которого описывается приток жидкости к скважине.  С использованием аналитических уравнений G.M.Giger автором предпринята попытка  оценки степени загрязнения призабойной зоны пласта при бурении РГС №1222Г и №1226Г  НовоСуксинского и №6159Г и №56160Г Пионерского месторождения. По результатам ис следований установлено, что степень загрязнения ПЗП у РГС прямо зависит от длины УГС и  времени их бурения.  Четвертая глава посвящена вопросам использования методов математического мо делирования для обоснования применения СГО при разработке месторождений нефти.  Математическое описание процесса заводнения нефтяных месторождений основано  на общепринятой модели двухфазной фильтрации несмешивающихся несжимаемых жидко стей. В случае изотермического течения соответствующая система уравнений включает  уравнения движения  обобщенный закон Дарси для каждой из фаз, уравнения неразрывно сти.  Система уравнений для трехмерной двухфазной фильтрации слабосжимаемых жид костей в деформируемой пористой среде в общепринятых обозначениях имеет вид:   mвsв вWв 0, ( 1 )  t  mнsн нWн 0, ( 2 )  t k(x,y, z) Wв fв(s) (gradp iz ), ( 3 )  в в k(x,y, z) Wн fн (s)(gradp iz ), ( 4 )  н н 31  sв sн 1, ( 5 )  m m0 m(p p0), ( 6 )  где: Wв,Wн  скорость фильтрации воды, нефти; р  давление; m – пористость; sв, sн – водо и  нефтенасыщенность; k(x,y,z) абсолютная проницаемость пласта; fв(s),fн(s) функции отно сительных фазовых проницаемостей воды, нефти; в,н  плотность воды, нефти; в,н  ди намическая вязкость воды, нефти; ,  удельный вес нефти, воды.  н в Система уравнений дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными  и граничными условиями, включающими условия на скважинах. Начальным условием для  давления является гидростатическое распределение давления в пласте, начальная насы щенность пласта задается по результатам геофизических исследований.  Описанная выше система уравнений решается разностноитерационным методом на  прямоугольной сетке. Система разностных уравнений для давления на каждом слое по вре мени решается методом последовательной верхней релаксации по линиям. Уравнение для  насыщенности решается по явной схеме, ориентированной против потока.  При численном моделировании вертикальных скважин для расчета притока жидкости  в нее используется известное соотношение:  Nz  qг . ( 7 )  qijk jгде qijk приток жидкости из блока (i,j,k):  Kн Kв 2k Pijk Pc н в z  qijk , ( 8 )  re ln rc где Pijk  среднее значение давления в расчетном блоке; Pc  забойное давление в скважине;  re  эквивалентный радиус, на котором давление равно Pijk :   re 0,14 x2 y2. ( 9 )  В случае СГО, ориентированной вдоль оси Х или У, соответственно в (7) меняется ин декс суммирования.  В случае анизотропного пласта производительность участка скважины, пересекающе го ячейку, учитывается введением соответствующих коэффициентов.  Одним из достоинств существующих программ математического моделирования яв ляется расчет показателей горизонтальных скважин. СГО и ННС изза значительной длины  имеют больший пространственный контакт с пластом  Vотносительно ВС. Поэтому темп отбора и закачки на  Pк единицу длины меньше ВС при одинаковых пласто вых условиях. Вместе с этим, потеря давления по  стволу может быть значительной.  PПотеря давления РП, вызванная силами тре Pпот.

ния, изменением кинетической энергии жидкости и  гидростатическим градиентом, будет (см. рис. 18).  PП Pf Pk Ph, ( 10 )  fL Vpf 1,032102 , ( 11 )  2gcD наклонное течение pk 1,032102 ( ), ( 12 )  Рис. 18. Потеря давления Р  32  Ph 1,032102 gc, ( 13 )  где: f  коэффициент трения,   плотность жидкости в кг/м3, v  скорость жидкости в м/с, gc   ускорение силы тяжести в м/с2, z  интервал перфорации в м,   длина перфорированного  участка горизонтального ствола скважины в м.  Коэффициент трения для однофазного течения в скважине вычисляется с помощью  уравнения однофазного течения жидкости по стволу. При течении с числом Re<2000 спра ведливо:  f 64/Re ( 14 )  При больших Re используется следующее соотношение:  6.9 e (10 / 9) 1.8log , ( 15 )  Re 3.7D f где: е  абсолютная шероховатость ствола скважины в м.  Уменьшение кинетической энергии Рк вызвано изменением скорости течения жидко сти вдоль ствола скважины. Скорость течения зависит от диаметра ствола скважины и прито ка жидкости через перфорационные отверстия. Приток жидкости через перфорацию прини мается на входе ствола скважины с нулевой продольной скоростью, с ее увеличением до  скорости течения в сегменте ствола.  В четвертой главе также рассмотрены вопросы по обоснованию типа профиля и коли чества УГС у РГС с использованием 3D геологотехнологических моделей конкретных место рождений.  Большинство авторов при проектировании строительства СГО предлагает преимуще ственно нисходящие и условно горизонтальные типы профилей в продуктивной части. Воз ражения против восходящего и волнообразного типа профилей основаны на возможности  опережающего обводнения наиболее погруженных начальных участков горизонтального  ствола, а также образования в интервалах перегиба профиля «водяных затворов», которые  могут препятствовать движению нефти по всей горизонтальной галерее.  С другой стороны, использование волнообразного типа профиля горизонтального  ствола повышает вероятность многократного вскрытия каждого из непроницаемых просло ев, что равнозначно увеличению плотности сетки скважин. В свою очередь, это приводит к  увеличению как текущих отборов нефти, так и конечного коэффициента нефтеизвлечения.  В то же время изза трудности бурения волнообразных типов профилей горизонталь ных стволов вероятна фактическая реализация вариантов других профилей. В частности, при  попытке проходки первой и, особенно, второй восходящей полуволны может оказаться не возможным направить ствол вверх, так как изза проявления силы тяжести низ бурильной  колонны стремится отклониться к подошве пласта. Как следствие, вместо трехкратного про хождения скважиной всех непроницаемых прослоев, достигается либо пересечение гори зонта в двух местах укороченным волнообразным профилем уменьшенной протяженности,  либо просто нисходящим стволом.  При проектировании профилей горизонтальных стволов скважины необходимо учи тывать и обрабатывать большой объем априорной геологической и технологической инфор мации, что создает необходимость привлечения для этой задачи новейшие программные  комплексы геологотехнологического моделирования, такие как, ECLIPSE, MORE, VIP и дру гие.  С использованием численного моделирования разработки на бобриковской залежи  Биклянского месторождения обосновано оптимальное положение и тип профиля УГС. Ана лиз результатов проведенных численных экспериментов показал, что к размещению каждой  РГС и выбору типа профиля УГС необходимо подходить индивидуально, поскольку не бывает  совершенно одинаковой геологической среды даже в пределах одного объекта.  33  В связи с этим, при размещении СГО в любой системе разработки необходимо при держиваться основного принципа, позволяющего повысить эффективность их использова ния, в частности, при наличии водонефтяных или газонефтяных контактов для исключения  преждевременного прорыва воды УГС СГО следует размещать как можно дальше от них  (учитывая возможность «вылета» условногоризонтального ствола за пределы продуктивно го пласта).  На практике бурение СГО требует дополнительных начальных инвестиций в оборудо вание, что в конечном счете должно привести к снижению общих капитальных затрат и сто имости разработки залежи, равно как и текущих расходов, через уменьшение числа необхо димых для максимальной выработки запасов нефти скважин. Данная технология позволит  свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с ними неблагоприятные воз действия на окружающую среду. Проводка меньшего числа вертикальных скважин должна  привести к тому, что намного реже придется преодолевать трудности, связанные с бурением  верхней части разреза.  При составлении технологической схемы Сарапалинского месторождения на продук тивных отложениях турнейского яруса 7 блока автором с целью интенсификации выработки  запасов нефти был предложен вариант использования РГС с 4 УГС. В настоящее время на  данной залежи в эксплуатации находятся 5 ГС со средним текущим дебитом по нефти 7,4  т/сут и средней обводненностью 30%.  С целью обоснования оптимального количества УГС у РГС на 3D геолого технологической модели рассмотрены четыре сценария разработки залежи (1 УГС, 2УГС, 3  УГС и 4 УГС) и один – с бурением 7 ВС. Анализ полученных результатов показал, что наилуч шие показатели получаются по варианту с бурением 3х УГС, с направлением 2х УГС в сторо ну центра залежи (рис. 19).  Получена зависимость накопленной добычи нефти от обводненности продукции РГС с  различным количеством УГС.  Применение ГТ, естественно, накладывает определенные условия как на всю систему  разработки, так и на размещение нагнетательных и добывающих скважин. Основным аппа ратом для исследования особенностей организации ППД и для решения возникающих при  этом проблем является комплекс программ по гидродинамическому моделированию раз работки нефтяных месторождений, в частности, комплекс программ фирмы LANDMARK и со временная вычислительная техника.  С целью демонстрации процедуры решения этой задачи, на примере опытного За падноСиреневского участка турнейского яруса Сиреневского месторождения проведено ма тематическое моделирование разработки.  По результатам сравнительных гидродинамических расчетов по исследованию осо бенностей системы разработки ППД с применением ГТ (на примере опытного участка зале жи Сиреневского месторождения) видно, что поддержание пластового давления на началь ном уровне можно обеспечить освоением дополнительных скважин под нагнетание воды  или повышением давления нагнетания.  Наиболее реальным является увеличение интенсивности системы заводнения по ме ре выработки запасов, так как забойные давления с самого начала разработки должны быть  оптимальными для залежи конкретного геологического строения на рассматриваемом ин тервале времени.  Показано также, что вытеснение нефти из пластов, гипсометрически расположенных  ниже, в вышележащие, из слабонефтенасыщенных, слабопроницаемых в более продуктив ные нефтенасыщенные зоны, из расчлененных зон в зоны слияния более эффективно, чем в  обратном направлении.  34  базовый 1 вариант  2 вариант 3 вариант  33 вариант 4 вариант Рис. 19. Схема размещения УГС РГС по вариантам разработки  По анализу результатов математического моделирования разработки нефтяных ме сторождений с использованием РГС получены зависимости коэффициента нефтеизвлечения,  дебита и ВНФ от интенсивности системы заводнения (соотношения добывающих и нагнета тельных скважин) и предложены критерии по обоснованию эффективности рекомендуемой  системы заводнения, которыми являются коэффициент нефтеотдачи, ВНФ, суммарный дебит  скважин, экономические показатели и способность системы заводнения обеспечивать под держание пластового давления на начальном уровне.  В данной главе также совместно численно решены задачи о движении многофазной  многокомпонентной жидкости в пласте и в УГС. При проектировании разработки месторож дений, эксплуатирующихся при давлениях на забоях скважины ниже давления насыщения,  35  приходится сталкиваться с решением задач многокомпонентной фильтрации при наличии  нескольких фаз.  Сложность решения таких задач возрастает при применении ГС, по УГС которых дви жется смесь жидкостей и газа. В силу большой протяженности ГС гидравлическое сопротив ление движению такой смеси может приводить к перепаду давления вдоль УГС, соизмери мому с внешними перепадами давления. Таким образом, возникает необходимость сопря жения двух решений: решения задачи о движении многофазной многокомпонентной жид кости в пласте с решением задачи о движении многофазной многокомпонентной жидкости в  УГС ГС.  При эксплуатации добывающих скважин при давлениях ниже давления насыщения в  окрестности и стволе скважины может возникнуть двухфазное течение нефти и газа. В этом  случае изотермическое течение многокомпонентной смеси в пласте постоянной толщины H  можно описать системой уравнений, которая получается комбинацией обобщенного закона  Дарси для каждой из фаз и уравнений неразрывности для каждого компонента смеси:  F кн кг mH нК P нgZ гК P гgZ q, ( 16 )  t н г Fzk kн kг mH н P нgZ г P гgZ qk, ( 17 )  t н г где: F нSн гSг N и  1,k 1,....,n. ( 18 )  zk kСистема уравнений должна быть дополнена условиями фазового равновесия:   fнk fгk, ( 19 )  замыкающими соотношениями:  N N N   1, 1, 1, ( 20 )  xk yk Sk k1 k1 k1 xk yk zk ( 21 )  и граничными условиями на внешней границе области фильтрации и на скважинах.  Насыщенности фаз вычисляются по формулам  н(1 ) sн , sг 1 sн. (22)  н(1 ) г Пласт считается горизонтальным, толщина пласта значительно меньше его протяжен ности. Считается, что свойства пластовой системы не меняются по координате Z. При моде лировании работы ГС выделяется ее окрестность в виде цилиндра, диаметр которого равен  толщине пласта и внутри которого течение считается осерадиальным. Вне выделенной  окрестности течение в пласте считается плоским. Схематизация пластовой системы приведе на на рис. 20.  Z d H L H d А) Б) В) Г) Рис. 20. Схематизация пластовой системы  36  При движении газожидкостной смеси по стволу скважины потери давления рассчи тываются с использованием формулы ДарсиВейсбаха.  При аппроксимации гидродинамической части задачи использован конечно элементный метод контрольных объемов, в котором с целью исключения нефизичных ос цилляций в решении контрольные объемы выбираются специальным образом с учетом  направления скорости потока. Для расчета фазовых равновесий применено сочетание мето да Ньютона с методом простых итераций, отличающееся от известного в методе MNVR.  Мольные плотности по сжимаемостям рассчитывались по уравнению Менделеева Клайперона, вязкость газовой фазы вычислялась по формуле  yk kг г y Фkj,, (17)  k j j где параметр Фkj определяется по аппроксимации Вильке, а для расчета вязкости чистых  компонентов в газе используется теория ЧемпенаЭнского.   Для вязкости нефтяной фазы используется формула  k x ln kн k  н е, (22)  а вязкость чистых компонентов в жидкости отыскиваются по модифицированной формуле  ВанВальцене.  На примере модельной задачи рассмотрена разработка нефтегазового пласта добы вающей ГС и нагнетательной ВС для закачки газа. Вязкость нефти принималось равной 100  мПас, длина УГС ГС  L = 450 м. По результатам расчетов построены карты изменения пла стового давления, из которых видно, что в районе ГС происходит падение пластового давле ния вдоль ствола ГС. На 730 сутки от начала эксплуатации перепад давления между точ ками А и В составил 8,2 атм. при пластовом давлении в точке А равном 83,2 атм.  Отмечается также, что вместе с падением общего пластового давления уменьшает ся и перепад давления вдоль УГС ГС. Так, например, через 5113 суток эксплуатации пла стовое давление в точке А составляло 75,2 атм. при перепаде давления вдоль ствола 4.6  атм.  Таким образом, по результатам расчетов можно утверждать, что при добыче высоко вязкой нефти ГС большой  протяженности при движе Pдепр нии многофазной жидкости  Pдепр Pскв по УГС скважины наблюда ются перепады давления,  соизмеримые с перепадами  давления по всему пласту.  Это необходимо учитывать  при проектировании ГС, так  как от этого может зависеть  L ее эффективность (рис. 21).  Условные обозначения:

В данной главе также  P депр   депрессия,  рассмотрены вопросы ин Pскв   разница между давлениями по стволу, терференции УГС, которые  L  длина ствола зачастую возникают при  Рис. 21. Схематизация притока жидкости к стволу ГС  эксплуатации месторожде ний нефти системами ВС и СГО. Как было сказано выше (гл. 2), РГС с одним или более УГС  обычно бурят на старых и достаточно изученных залежах и месторождениях нефти. Нередко,  при составлении проектов на разработку того или иного месторождения проектировщики  37  думают, что тем больше УГС, тем выше дебит нефти РГС, не задумываясь о процессах интер ференции между УГС и их влиянием на соседние ВС.  Большое разнообразие геологотехнических условий, различное состояние разработ ки месторождений ОАО «Татнефть», условия и способы эксплуатации требуют применения  различных видов профиля, числа и протяженности УГС СГО.  Сегодня на повестке дня стоят такие актуальные вопросы:  как выбирать наиболее  эффективную и экономичную архитектуру РГС;  какое количество УГС может быть наиболее  оптимальным у РГС;  существует ли интерференция между УГС РГС;  оказывает ли влияние  использование РГС на дебиты ВС.  Для детального рассмотрения данных вопросов необходимо на конкретном нефтя ном месторождении с эксплуатирующимися РГС, на базе гидродинамического моделирова ния проводить исследования, которые позволят получить ответы на выше перечисленные  актуальные вопросы.  Остановимся более подробно на рассмотрении эффективности применения двух РГС  турнейского яруса Пионерского месторождения: №6159 введена в эксплуатацию в мае 2006  г со средним дебитом по нефти 20 т/сут и обводненностью 12,4% и №6160 в июле 2007 г со  средним дебитом по нефти 21,2 т/сут и обводненностью 9,0%. Расположение УГС РГС  №№6159 и 6160 и окружающих их ВС и ГС показано на рис. 22.  С целью поиска  ответов на выше постав ленные вопросы были  рассмотрены три вариан та разработки Пионерско го месторождения:  пер вый вариант предусмат ривает разработку место рождения с применени ем РГС №6159 и №6160 с  одним УГС;  второй ва риант – по два УГС в каж дой РГС;  третий вариант  – по три УГС в каждой  РГС.  По результатам  анализа гидродинамиче ских расчетов первого ва рианта оценивалось по ведение пластового дав ления вдоль УГС РГС  Рис. 22. Схема расположения УГС на участке залежи  №6160 и дебита нефти, а  также влияние УГС РГС на окружающие ВС. Результаты показали, что ввод в эксплуатацию  РГС №6160 с одним УГС слегка повлиял на добычу соседних ВС (№5830 и №5838). Во втором  варианте по результатам исследований получено, что ввод в эксплуатацию РГС №6159 с  двумя УГС заметно повлиял на добычу ВС (№5827 и №5838), РГС №6160 – на добычу ВС  №5830, что выразилось резким снижением дебита нефти. По третьему варианту анализ ре зультатов исследований показал, что ввод в эксплуатацию РГС №6159 с тремя УГС заметно  повлиял на добычу ВС (№№5827,5837,5838), РГС №6160 – на добычу ВС №№5830,5837, что  также выражается резким снижением дебитов нефти у этих скважин.  По результатам гидродинамических расчетов всех трех вариантов разработки Пио 38  нерского месторождения попытаемся ответить на вопрос, как зависит дебит РГС №6159 и  №6160 от количества УГС. По результатам исследований получены две зависимости: дебита  нефти от количества УГС РГС и от обводненности каждого УГС. По первой зависимости видно,  что с увеличением количества УГС у каждой РГС темп падения нефти заметно увеличивается.  Результаты моделирования также вскрыли такой факт, что РГС №6159 и №6160 с тре мя УГС имеют взаимную интерференцию, т.е. притоки жидкости РГС делят между собой.  В целом, по результатам проведенных исследований получены следующие выводы.  1. Ввод в эксплуатацию РГС с несколькими УГС на разрабатываемых месторождениях  (залежах) оказывает существенное влияние на дебиты окружающих ВС. С увеличением ко личества УГС, вскрывающих продуктивные пропластки, приток нефти к УГС увеличивается за  счет окружающих скважин.  2. У РГС, УГС которых вскрывают высоко пористые пропластки, дебит нефти каждого  УГС зависит от обводненности линейно. У УГС, вскрывающих низко пористые пропластки,  дебит нефти имеет тенденцию к резкому падению при небольшой обводненности.  3. На примере эксплуатации двух РГС №6159 и №6160 можно утверждать, что с уве личением количества УГС РГС от одного до трех, дебит нефти линейно увеличивается.  4. При заложении РГС для разработки нефтяных залежей необходимо учитывать вза имовлияние УГС РГС друг на друга, а также самих скважин.  Пятая глава посвящена научнометодическим аспектам реализации технологии мно гозабойного заканчивания скважин в Республике Татарстан.  Основная задача каждой компании – эффективное использование существующих тех нологий, которые могут существенно обеспечить увеличение коэффициента нефтеотдачи в  зависимости от конкретных геологических особенностей. В связи с этим необходимо разра ботать соответствующий регламент реализации новой технологии с целью увеличения про дуктивности и снижения затрат при строительстве РГС. В качестве основного документа при нимается бизнесплан, где рассматриваются проблемы технического характера, обусловлен ные характеристикой объекта разработки и уровнем совершенства технологии.  Огромный зарубежный опыт и детальный анализ результатов более 35летней экс плуатации СГО и дальнейшее совершенствование базы знаний путем создания соответству ющего регламен Запасы нефти, Корпоративные Существующие та реализации  находящиеся на бизнеспланы технологии балансе НГДУ данной техноло 1 этап гии лежат в осно ве их будущего  Экономическое Отставание Геологические характеристики применения в  ранжирование технологий месторождений ОАО «Татнефть».  Нами раз моделирование работана соот ветствующая  2 этап схема процесса  определения ос Технологический  и новных элемен экономический эффект тов, влияющих на  Технические внедрение новых  предложения технологий в об 4 этап 3 этап Применение ласти бурения  Оценка Пробное Технические на конкретном результатов использование предложения СГО (рис. 23), ко месторождении торая включает 4  этапа.  Рис. 23. Технологическая схема процесса внедрения технологии  39  Целью первого этапа является установление соотношения между долговременным  бизнеспланом, стратегической ориентацией, запасами нефти, находящимися в различных  эксплуатационных объектах, и имеющимися промышленными технологиями. Бизнесплан  определяет дебиты нефти, которые диктуются внутренним спросом и состоянием междуна родного рынка.  Соответственно, объекты применения ранжируются в зависимости от запасов углево дородов и добывных возможностей. Объекты разработки имеют определенные геологиче ские характеристики, обуславливающие соответствующие технические требования и про блемы при реализации технологий. Эти требования и проблемы решаются путем выбора  имеющихся промышленных технологий и зависят в некоторой степени от развития и/или ре ализации новых технологий. При данной ситуации имеет место разрыв между технологиями  и возможностью компании успешно реализовать развивающиеся новые технологии, чтобы  рентабельно удовлетворить технические потребности.  Этот разрыв контролируется внешними и внутренними факторами. Внешние факторы  включают стоимость технологии, качество предоставления услуг буровым предприятием,  мировой уровень развития технологий. К внутренним факторам относятся опыт работы ОАО  «Татнефть» с конкретной новой технологией, политика управления рисками, учет получен ного опыта, передача передового опыта, финансовая поддержка проектов по реализации  новой технологии.  Второй этап заключается в оценке технического и экономического эффекта, осно ванного на достоинствах технологии и анализе риска.  Третий этап – опытная реализация технологии, оценка эффективности технологии с  точки зрения технических и экономических достоинств. Результаты этого этапа позволят за ново оценить технический и экономический эффект.  Четвертый этап – заключительный и включает реализацию технологии в широком  промышленном масштабе. Основной результат и цель – усовершенствование программы  разработки коллектора для конкретного эксплуатационного объекта.  Для решения указанных задач появляется необходимость привлечения разнообраз ных специалистов института «ТатНИПИнефть», ООО «ТНГГрупп» и НГДУ (геофизиков, геоло гов и разработчиков), которые должны подбирать залежи нефти с соответствующими геоло гическими, пластовыми и добывными характеристиками для бурения СГО. Таким образом,  необходимо сформировать многодисциплинарную команду. Первая задача, которая должна  быть поставлена перед данной командой – сбор, организация распространения накоплен ных знаний и опыта, определение наиболее актуальных проблем технического характера,  экономическая оценка, анализ риска. Также должны быть определены коллекторы, где мо жет быть осуществлена данная технология. Управление знаниями, передача технологий и  постоянная техническая поддержка рассматривались в качестве стратегий при продвижении  данной технологии.  В данной главе также показан процесс практической реализации технологии в ОАО  «Татнефть», который основывается на комплексном подходе к планированию и разработке  технологии строительства СГО.  Первый этап – сбор данных и анализ базы знаний. Сбор данных должен включать в  себя просмотр внутренних и международных баз данных с целью сбора опубликованных ма териалов, технических проектов, патентов за последние 1020 лет. Цель библиографическо го анализа  определение основных областей знаний, необходимых для реализации техно логий, поиск специалистов, исследовательских центров, сервисных компаний, опытных УБР.  В результате такого поиска должны пересматриваться направления деятельности многодис циплинарной команды специалистов. Необходимо также привлечь специалистов по инфор мационному анализу, геологии, геомеханике, геологогидродинамическому моделирова 40  нию, анализу добычи, бурению скважин, заканчиванию, капремонту, экономике, оценке  рисков. В конце первого этапа все эти специалисты должны откорректировать и отладить  базу данных. Этап сбора данных  основное мероприятие по сбору самого удачного мирово го опыта.  Второй этап  анализ и систематизация данных. Усилия команды должны быть со средоточены на анализе данных и их систематизации с целью классификации теоретических  и практических знаний, необходимых для реализации технологии многоствольного заканчи вания скважин. Должны быть разработаны различные инструменты, обеспечивающие эф фективный процесс передачи технологии: соответствующие карты знаний, основные наборы  данных, основные направления планирования и проектирования.  Для полной реализации данного этапа в стадии создания находится соответствующий  сайт в корпоративной сети интранет ОАО «Татнефть», где будет размещена вся техническая  информация, библиографическая база данных, карты знаний, и основные наборы знаний,  относящиеся к проекту.  На третьем этапе основные усилия должны быть направлены на обмен знаниями в  ходе встреч специалистов. Должны быть организованы технические семинары с участием  соответствующих специалистов других компаний, занимающихся реализацией данной тех нологии.  На четвертом этапе, в НГДУ на семинарах главных инженеров и главных геологов  должны заслушиваться отчеты о работе по реализации технологии многоствольного закан чивания скважин и по мере необходимости, намечаться мероприятия по их дальнейшей до работке. Только таким образом можно достичь нового уровня интереса к технологии много ствольного заканчивания скважин с учетом особенностей залежей нефти каждого НГДУ.  В главе также проведен детальный анализ результатов эксплуатации 86 РГС с двумя и  более УГС.  На турнейские отложения пробурены 34 скважины (1 – 4 ствола, 2 – 3 ствола, 31 – 2  ствола). По месторождениям и залежам РГС распределились следующим образом: залежь  224 – шесть, залежь 51 – четыре, залежь 71 – три, залежь 998 – три, Бухарское – два, Пионер ское – два, Соколкинское – два, Шегурчинское – два, Ямашинское – два, Ашальчинское – од на, НовоСуксинское – одна, залежь 201 – одна, залежь 225 – одна, залежь 242 – одна, за лежь 41  одна. Средний текущий дебит нефти 8,5 т/сут, текущая обводненность – 19,6%.  Средняя перфорированная толщина у РГС составляет 244,4 метров. По результатам анализа  эксплуатации 34 РГС получена зависимость текущего дебита нефти от суммарной длины УГС.  На терригенные отложения бобриковского горизонта пробурено 20 двухствольных  скважин. По месторождениям и залежам РГС распределились следующим образом: залежь  3 – семь, НовоСуксинское – пять, залежь 12 – четыре, залежь 8 – одна, залежь 22 – одна, за лежь 190 – одна, Гарейское  одна. Средний текущий дебит нефти 9,2 т/сут, текущая обвод ненность – 54,8%. Средняя перфорированная толщина у РГС составляет 161,4 метров. По ре зультатам анализа эксплуатации 20 РГС получена зависимость текущего дебита нефти от  суммарной длины УГС, по которой видно, что с увеличением длины УГС дебит имеет тен денцию к падению.  На карбонатные отложения башкирского (+серпуховского) яруса пробурены 32 сква жины (2 – 3 ствола и 30 – 2 ствола). По месторождениям РГС распределились следующим  образом: Нурлатское – девять, залежь 302+303 – восемь, АксубаевоМокшинское – четыре,  Шегурчинское – три, ИвашкиноМалоСульчинское – три, Курманаевское – три, Бурейкин ское – одна, Контузлинское  одна. Средний текущий дебит нефти составил 4,6 т/сут при те кущей обводненности 39,9%. Средняя перфорированная толщина у РГС составляет 301 мет ров. По результатам анализа эксплуатации 32 РГС получена зависимость текущего дебита  нефти от суммарной длины УГС, по которой видно, что с увеличением длины УГС дебит сни 41  жается.  Анализ результатов эксплуатации 86 РГС с двумя и более стволами позволяет сделать  следующие выводы:  по текущим дебитам нефти наиболее предпочтительны скважины  бобриковского горизонта (9,2 т/сут);  по текущей обводненности предпочтительны скважи ны турнейского яруса (19,6%).  Выполненная оценка эффективности бурения СГО показала, что в среднем затраты на  бурение и эксплуатацию одной ГС окупаются за 8 лет, индекс дисконтированных затрат со ставляет 1.22, внутренняя норма рентабельности – 29 %. Средние затраты на бурение и экс плуатацию одной РГС окупаются за 7 лет, индекс дисконтированных затрат составляет 1.27, а  внутренняя норма рентабельности – 50,8%.  Для проведения детального анализа эксплуатации СГО необходим постоянный кон троль и управление дебитом каждого ответвления.  Шестая глава посвящена перспективам применения технологии бурения высокотех нологичных и многофункциональных («интеллектуальных») скважин.  За истекший период в практике многоствольного бурения (МБ) отмечается переход от  простых решений в проводке боковых стволов (уровень 1 по системе классификации TAML,  т.е. без крепления места соединения основного вертикального ствола скважины и бокового  ствола в устойчивых, сцементированных породах) к сложным и более надежным конструк тивным решениям (ступени 5 и 6 по системе классификации TAML, т.е. с применением спе циальных технологических способов крепления и обеспечения полной механической це лостности и герметичности места соединения основного и боковых стволов скважины). Осо бое значение придается надежности систем соединения стволов, их защите от обрушения  пород, простоте их установки при стандартном креплении скважины и приспособляемости к  различным конструкциям направленных (восходящих или нисходящих) боковых стволов  скважин.  Система совершенствования технологии МБ предполагает постоянное ведение учета  всех имевших место событий, как положительных, так и отрицательных, связанных с осу ществлением проектов строительства СГО. Каждый конкретный случай и все связанные с  ним детали подвергаются подробному анализу и сравнительной оценке.  Рассмотрены типы конфигураций СГО по мировой классификации:  СГО с горизон тальными и пологонаклонными стволами, пробуренными из основного ствола;  многоярус ные скважины;  радиальные скважины, в которых из одного УГС бурится система радиаль ных стволов.  С целью подбора наиболее оптимальной конфигурации РГС для конкретной залежи с  использованием программного комплекса VIP фирмы Landmark проведены серии численных  экспериментов сравнения технологических показателей работы РГС различной конфигура ции, а также варианты с закачкой через вертикальную часть ствола и через один из УГС РГС.  По анализу результатов гидродинамических расчетов получено, что оптимальной, с  точки зрения накопленной добычи нефти, являются конфигурации скважин с забоями, про буренными на каждый пласт. При данных конфигурациях достигаются максимальная накоп ленная добыча, начальный дебит нефти и минимальная обводненность продукции, но, од нако, применение таких РГС может ограничиваться возможностями буровиков и стоимостью  работ. Показано, что бурение противоположных стволов на каждый пласт, практически эк вивалентно бурению скважины «пачечной конфигурации» с тремя дополнительными забоя ми в пределах той же зоны дренирования, а с экономической точки зрения более приемле ма «пачечная конфигурация». Поэтому такой вид скважин может быть применен как для до бывающих, так и для нагнетательных скважин и является, наиболее оптимальным.  С целью оптимизации конечной нефтеотдачи в неоднородных коллекторах с исполь зованием технологии интеллектуальных скважин проведено геологотехнологическое моде 42  лирование разработки участка Сабанчинского месторождения с бурением РГС с пятью ство лами различной длины.  Было рассмотрено несколько вариантов:  прогноз проектирования разработки с бу рением РГС с четырьмя УГС различной длины с закачкой воды через скважину № 80 и вари ант без закачки воды;  вариант с закачкой воды через скважину № 80 и через пилотный  ствол РГС на нижние слои;  вариант с закачкой воды через пилотный ствол РГС на нижние  слои;  прогноз проектирования разработки с бурением РГС с пятью УГС различной длины с  закачкой воды через скважину № 80 и вариант без закачки воды;  вариант с закачкой воды  через скважину № 80 и через пилотный ствол РГС на нижние слои;  вариант с закачкой во ды через пилотный ствол РГС на нижние слои (рис. 24).  Анализ результатов математического моделирования показал, что наиболее прием лемым является вариант разработки с РГС с пятью УГС различной длины с закачкой воды че рез пилотный ствол и скважину № 80, по которому достигается максимальная добыча нефти.  Интервал перфорации 2 основной ствол (325м) Перекрытый интервал перфорации 2 дополнительный ствол (105м) Интервал перфорации № 1 дополнительный ствол (115м) № Перекрытый интервал перфорации Закачка через пилотный ствол 3 основной ствол (130м) Перекрытый интервал перфорации 1 основной ствол(295м) Рис. 24. Схематизация «многофункциональной» РГС  С целью ограничения поступления воды в отдельные УГС РГС был рассмотрен вариант  использования системы заканчивания с интервальной регулирующей задвижкой, которая  позволит отключить отдельные сегменты УГС. По результатам расчетов получено, что пере крытие интервалов перфораций УГС позволяет значительно уменьшить поступление воды в  стволы и незначительно увеличить добычу нефти.  Техникоэкономический анализ результатов гидродинамического моделирования  рассмотренных выше вариантов показывает, что применение предлагаемой технологии «ин теллектуальных» РГС позволяет ограничить добычу воды и оптимизировать конечную неф теотдачу при определенных затратах на покупку соответствующего оборудования.  В целом, разработка месторождения РГС с использованием системы заканчивания с  интервальной регулирующей задвижкой и с применением системы заводнения позволит  окупить единовременные затраты в течение двух лет с высокими показателями внутренней  нормы рентабельности и индекса доходности.  43  ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ  1. Созданы научнометодические основы применения горизонтальных технологий,  учитывающие следующие особенности:  1.1. По геологическому строению все объекты разработки по перспективности и эф фективности горизонтальной технологии бурения скважин подразделены на три категории:   первая категория: объекты с благоприятными геологофизическими и технологическими  критериями (массивные залежи турнейского и башкирского возраста с нефтенасыщенными  толщинами не менее 10 м и пластовые залежи верейского и яснополянского возраста с  нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м);  вторая категория: объекты с повышенным  геологическим и технологическим риском для разветвленногоризонтального бурения, свя занного с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пласта миколлекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных за лежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов. К этой  категории относятся почти все объекты разработки многопластового типа башкирского воз раста с высокорасчлененными карбонатными коллекторами;  третья категория: водонефтя ные зоны и подошвенные части залежей, а также высоковыработанные объекты, для кото рых геологически, технологически и экономически разветвленногоризонтальная технология  неприемлема.  1.2. При строительстве СГО в зоне с ВНК траекторию УГС необходимо проводить: в  карбонатных коллекторах не менее чем на десять метров выше гипсометрической отметки  ВНК, в терригенных коллекторах  не менее чем на три метра. При наличии в зоне ВНК плот ного прослоя расстояние до кровли пласта устанавливают в зависимости от толщины плотно го прослоя и его петрофизической характеристики;  1.3. Выбор уровня сложности СГО и соединения УГС зависит от следующих факторов:  толщины продуктивного пласта; литологической характеристики горных пород (в сцементи рованных породах рекомендуется применять первого и второго уровня сложности, а в  несцементированных – третьего и более сложные уровни); наличия плотных прослоев в зоне  ВНК; цели бурения СГО; требований герметичности соединений УГС; необходимости обеспе чения избирательного (совместного или раздельного) притока нефти в скважину;  1.4. Ввод в эксплуатацию РГС с несколькими УГС на разрабатываемых залежах оказы вает существенное влияние на дебиты окружающих ВС, в связи с этим, с увеличением коли чества УГС, вскрывающих продуктивные пропластки, увеличение притока нефти к УГС сопро вождается падением дебитов окружающих скважин;  1.5. Аналитическими расчетами и результатами геологотехнологического моделиро вания показано, что:   расчетные дебиты нефти СГО имеют несколько завышенные значения, что связано в  основном с тем, что формулы не учитывают такие факторы, как трехмерность течения жид кости, анизотропию пластов по проницаемости, эксцентричность расположения УГУС в пла сте и загрязнение околоскважинной зоны пласта;   при добыче высоковязкой нефти при движении многофазной жидкости по УГС сква жины наблюдаются перепады давления, соизмеримые с перепадом давления по всему пла сту;   по мере выработки запасов необходимо увеличение интенсивности системы завод нения, так как забойные давления с самого начала разработки должны быть оптимальными  для залежи конкретного геологического строения на рассматриваемом промежутке време ни;   вытеснение нефти из пониженных в более повышенные участки, из слабонефтена сыщенных, слабопроницаемых в более продуктивные нефтенасыщенные зоны, из расчлен ных зон в зоны слияния более эффективно, чем в обратном направлении.  44  2. На основе статистического анализа 503 ГС и 86 РГС в Республике Татарстан:  2.1. Получены зависимости дебита нефти по объектам от длины УГС, из которых вид но, что по турнейским объектам наибольший дебит СГО по нефти (4,9 т/сут) достигается при  длине УГС в среднем 159 м и их дальнейшее увеличение не приводит к заметному приросту  дебита; по бобриковским  наибольший дебит СГО по нефти (11,3 т/сут) достигается при  длине УГС в среднем 140 м, но в близких горногеологических условиях в ВНЗ протяженные  УГС могут повысить эффективность разработки за счет более низкого темпа обводнения; по  башкирским СГО наибольший дебит по нефти (5,9 т/сут) достигается при длине УГС, равном в  среднем 368 м. Но нужно заметить, что со временем эксплуатации с ростом обводненности  продукции происходит заметное снижение текущего дебита по нефти от начального.  2.2. Выделен диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти в зависимости от дли ны УГС и проведено их сопоставление с фактическим начальными дебитами. Получено, что  из рассмотренных 478 ГС всех продуктивных объектов, находящихся в эксплуатации в ОАО  «Татнефть», только у 17,8% ГС дебиты нефти находятся в диапазоне рассеивания расчетных  значений, у 64,6%  ниже и у 17,6%  выше. По объектам эксплуатации 18,4% ГС бобриковско го объекта, 11,3% турнейского объекта и 27,3% башкирского объекта находятся в диапазоне  рассеивания расчетных значений. Начальные дебиты основного количества ГС находятся  ниже диапазона рассеивания, например, по башкирскому объекту – 67,1% ГС, 25,4%  бобри ковского объекта и 83,3%  турнейского объекта. Но есть и ГС, у которых фактические дебиты  нефти выше диапазона рассеивания расчетных значений, например, по башкирскому объек ту 5,6% ГС, 56,1%  по бобриковскому объекту и 5,4%  по турнейскому объекту. Нужно отме тить, что начальные дебиты нефти СГО имеют тенденцию к отклонению от расчетных в сто рону уменьшения в зависимости от увеличения длины УГУС.  2.3. Для отложений бобриковского горизонта определена зависимость начального  дебита нефти от эффективной длины УГУС ГС. Показано, что с увеличением эффективной  длины УГУС в изученном диапазоне СГО наблюдается тенденция к росту начального дебита  нефти. В связи с этим к бурению на данные отложения рекомендуется ГС с длиной УГУС бо лее 200 м.  2.4. Выявлены следующие основные причины низкой продуктивности некоторых СГО:   большие изменения в распределении пластового давления в области дренирования сква жины в связи с тем, что большинство СГО бурятся на уже разрабатываемых месторождениях;   излишняя или недостаточная извилистость ствола скважины;   неоднородность пласта по простиранию, особенно для длинных скважин;   наличие локальных зумпфов в стволе, в которых наблюдается скопления воды и газа;   наличие воды в стволе и в призабойной зоне скважины;   недостаточное качество вскрытия продуктивного пласта, которое напрямую зависит от  длины УГС и продолжительности их бурения;   бурение на осложненных геологических условиях;   наличие плотных прослоев, высокая слоистость;   неудовлетворительное обеспечение системы ППД.  2.5. Показано, что применение технологии заканчивания с интервальным регулирую щим клапаном в РГС позволяет ограничить добычу воды и оптимизировать конечную нефте отдачу при определенных затратах на покупку соответствующего оборудования, поэтому  разработка месторождения РГС с данной технологией и с применением системы заводнения  позволит окупить единовременные затраты в течение двух лет с высокими показателями  внутренней нормы рентабельности и индекса доходности.  3. Результаты работы реализованы в РД 39014758521400, РД 15339.042105, РД  15339.042605 и РД 15339.059708, в соответствии с которыми успешно пробурены де сятки РГС на месторождениях Республики Татарстан.  45   Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих рабо тах:  Монография  1. И.Н.Хакимзянов, Р.С.Хисамов, Р.Р.Ибатуллин, Р.Т.Фазлыев, А.И.Никифоров. Наука и  практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных  месторождений. – Казань: Издво «Фэн» АН РТ, 2011. 320 с.  Статьи в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК и  патенты:  2. Хакимзянов И.Н. Опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием в Та тарстане // Нефтяное хозяйство. – 2012. № 1. – С. 8284.  3. Хакимзянов И.Н. Особенность разработки локальных участков залежей Ромашкин ского месторождения разветвленногоризонтальными скважинами // Нефтепромысловое  дело. – 2012. №4. –С.1215.  4. Хакимзянов И.Н. Оценка влияния интерференции условногоризонтальных стволов  разветвленногоризонтальной скважины на эффективность ее эксплуатации (на примере РГС  №6159 и 6160 Пионерского месторождения) // Нефтепромысловое дело. – 2012. №5. –С.9 14.  5. Файзуллин И.Н., Низаев Р.Х., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Лисин А.С., Кульмамиров  А.Л., Хакимзянов И.Н., Хабибуллин И.Р. Использование моделирования для решения задач  по повышению эффективности доразработки месторождений нефти, находящихся на позд ней стадии разработки //Георесурсы.  2001. № 4(8). –С. 1214.  6. Салахова Л.Н., Хакимзянов И.Н. Построение трехмерных геологических моделей  многопластовых месторождений для определения оптимального варианта разработки  //Георесурсы.  2002. №3(11). – С. 2629.  7. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Строительство и экс плуатация многозабойных скважин // Бурение и нефть. – 2005. № 78. – С. 28  30.  8. Пат. 1836551 Российская Федерация, МПК5 E 21 B 43/30. Способ разработки нефтя ной залежи / Бакиров И.М., Хакимзянов И.Н.; заявитель и патентообладатель Татарский гос ударственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности.   № 4941399; заявл. 03.06.1991; опубл. 23.08.1993, Бюл. № 31.  Публикации в других научнотехнических изданиях:  9. Никифоров А.И., Хакимзянов И.Н. Метод подобластей для задач конвекции диффузии //Вопросы математического моделирования процессов фильтрации и рациональ ной разработки нефтяных месторождений: сб. тр. Казанского филиала физикотехнического  института РАН. – Казань. – 1989 г. – С. 27 – 31.  10. Никифоров А.И., Хакимзянов И.Н. Об одном методе расчета фазового равновесия  многокомпонентной смеси //Вопросы математического моделирования процессов фильтра ции и рациональной разработки нефтяных месторождений: сб. тр. Казанского филиала фи зикотехнического института РАН. – Казань. – 1989 г. – С. 32  36.  11. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Никифоров А.И. Оптимизация режимов работы  скважин в условиях двухфазной фильтрации // тез. докл. XXI  науч.  техн. конф. мол. учен. и  спец. ТатНИПИнефть,  Бугульма. – 1990. – с. 4.  12. Никифоров А.И., Хакимзянов И.Н. Моделирование многокомпонентной фильтра ции с применением метода конечных элементов // Разработка газоконденсатных месторож дений». Секция «Фундаментальные поисковые научные исследования»: тез. докл. межд.  конф.,  Краснодар. – 1990. – С. 165 – 166.  13. Khakimzyanov I.N., Nikiforov A.I. Numerical Simulation of Twodimensional Multicom ponent Filtration by FiniteElement method //International Conference on Flow Through Porous  Media: Fundamental and Reservoir Engineering Application.  Moscow.  1992.  Р. 16  20.  46  14. Фазлыев Р.Т., Никифоров А.И., Хакимзянов И.Н. О моделировании методом ко нечных элементов вытеснения нефти газом // Машинные методы решения задач теории  фильтрации: тез. Республиканского научнотехнического семинара 2325 июня 1992 г. – Ка зань. 1992. – С.2829.  15. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Никифоров А.И. Об одном методе численного ре шения задач многофазной многокомпонентной фильтрации // Проблемы комплексного  освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка).  Нефть и битумы : сб. тр. Междунар. конф., 48 окт.1994 г., Казань : в 6 т.  Казань. 1994. Том  6.  С. 2073  2082.  16. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Обоснование бурения горизонталь ных скважин на Бухарском нефтяном месторождении с использованием двумерной числен ной модели // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней ста дии освоения запасов: тез. науч.практ. Конф. 2728 октября 1994 г. – Альметьевск. – 1994. –  С. 114115.  17. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения  ГС в пласте на ее продуктивность // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных место рождений Татарстана: тр. ТатНИПИнефть. – Бугульма. – 1996. – С. 73 – 80.  18. Хакимзянов И.Н., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т. Моделирование разработки нефтя ных месторождений с применением горизонтальных скважин // Геология, разработка и экс плуатация нефтяных месторождений Татарстана: тр. ТатНИПИнефть. – Бугульма. – 1996. – С.  81 – 89.  19. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т., Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н.  Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами // Разработ ка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения : мат.  совещания, г. Альметьевск, сент. 1995 г.  М.: ВНИИОЭНГ, 1996. –С. 254  278.  20. Яртиев А.Ф., Хакимзянов И.Н. Особенности применения горизонтальных скважин  для увеличения нефтеотдачи многопластовых низкопродуктивных месторождений и высо кообводненных залежей // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: мат.  семинарадискуссии, Бугульма, 2728 мая 1996 г. – Казань, издво Казанского математиче ского общества, – 1997. – С. 167  171.  21. Сулейманов Э.И., Хакимзянов И.Н., Яртиев А.Ф., Фазлыев Р.Т. Анализ и обобщение  опыта эксплуатации первых семи горизонтальных скважин АО «Татнефть» // Концепция раз вития методов увеличения нефтеизвлечения: мат. семинарадискуссии (Альметьевск 2426  июня 1996 г.) – Казань, издво «Новое Знание», 1998. – С. 13  21.  22. Хакимзянов И.Н., Бакиров И.М., Фазлыев Р.Т. Математическое моделирование  разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии (на при мере опытного участка Сиреневского месторождения) // Нефтегазовая геология на рубеже  веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Том 1. Фундаментальные ос новы нефтяной геологии. Секция «Математические методы и моделирование»: тр. юбил.  конф. СанктПетербург.  1999,  С. 320  328.  23. Хакимзянов И.Н., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т. К моделированию разработки  нефтяных месторождений Татарстана с применением горизонтальных скважин. // Освоение  ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: сборник докладов I межд. конф. п.  Шепси, Краснодарский край, 1620 июня 1997 г. – Краснодар: «Советская Кубань», 1999 – С.  261 – 273.  24. Хакимзянов И.Н., Шарапова Л.Н., Фазлыев Р.Т. и др. Опыт геологического и гидро динамического моделирования на примере Биклянского месторождения // журн. Нефть Та тарстана.  2000, № 1,  С. 5762.  25. Хакимзянов И.Н., Шарапова Л.Н., Фазлыев Р.Т. и др. Обоснование применения го 47  ризонтальных скважин на Биклянском месторождении с использованием гидродинамиче ского моделирования //Мат. семинарадискуссии «Горизонтальные скважины: бурение,  эксплуатация, исследование». Актюба, 23 декабря 1999 г. – Казань : Мастер Лайн.  2000.   С.105122.  26. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Хакимзянова О.И. Исследование влияния основных  параметров системы продуктивный пластГС на эффективность горизонтальной технологии  // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: тр. ТатНИПИнефть,   2000.  С. 714.  27. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Хакимзянова О.И. К исследованию конусообразо вания воды при эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин // Научный потенци ал нефтяной отрасли Татарстана на пороге 21 века : тр. ТатНИПИнефть. – Бугульма. 2000. – С.  4254.  28. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Хакимзянова О.И. Математическая модель вытес нения нефти водой с гелеобразующими добавками // Научный потенциал нефтяной отрасли  Татарстана на пороге 21 века : тр. ТатНИПИнефть. – Бугульма. 2000. – С. 7986.  29. Муслимов Р.Х., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Об одной задаче минимизации  накопленной воды в условиях двухфазной фильтрации //Разработка и эксплуатация нефтя ных месторождений Татарстана: сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2000. – С. 104 – 108.  30. Хакимзянов И.Н., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т. К моделированию разработки  нефтяных месторождений Татарстана с применением горизонтальных технологий // Разра ботка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. –  Бугульма, 2000. – С. 130 – 136.  31. Сулейманов Э.И., Хакимзянов И.Н., Яртиев А.Ф., Фазлыев Р.Т. Анализ и обобщение  опыта использования первых семи горизонтальных скважин АО "Татнефть" // Нетрадицион ные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения : докл. второго междуна родного симпозиума, 2327 июня 1997 года, СанктПетербург. – СанктПетербург. 2000. – С.  154165.  32. Хакимзянов И.Н., Салахова Л.М., Бакирова Г.Х., Фазлыев Р.Т., Ахметшакиров М.М.  Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с применением горизон тальных скважин путем математического моделирования // Новые идеи поиска, разведки и  разработки нефтяных месторождений: тр. научн.практ. конф. VII межд. выст. "Нефть, газ   2000", (Казань, 57 сентября 2000г)  в 2 томах. т. II., Казань: Экоцентр, 2000.  С. 213  220.  33. Низаев Р.Х., Хакимзянов И.Н., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л. Проблемы создания  трехмерной гидродинамической модели на базе пакета программ фирмы "Landmark". //  Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: тр. научн.практ.  конф. VII межд. выст. "Нефть, газ  2000", (Казань, 57 сентября 2000г)  в 2 томах. т. II., Ка зань: Экоцентр, 2000.  С. 225  233.  34. Файзуллин И.Н., Рамазанов Р.Г., Хисамов Р.С., Низаев Р.Х., Хамидуллина А.Н., Ха кимзянов И.Н., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л. Изучение возможности извлечения остаточных  запасов нефти путем забуривания вторых горизонтальных стволов на 1 блоке Абдрахманов ской площади с использованием трехмерного пакета программ фирмы "Landmark" // Новые  идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: тр. научн.практ. конф. VII  межд. выст. "Нефть, газ  2000", (Казань, 57 сентября 2000г)  в 2 томах. т. II., Казань: Эко центр, 2000. – С. 313316.  35. Ibatullin R.R., Abdulmazitov R.G., Yusupov I.G., Falyev R.T., Khakimzyanov I.N. Experi ence of application of horizontal technology in development of the fields in UraloPovolzhsky re gion of Russia // Specificly in domain of science and technology of upstream oil industry: The 11th  Oil, Gas & Petrochimical Congress. СD version. – Tehran. Iran. – October 2001.  36. Абдулмазитова Г.С., Салахова Л.Н, Хакимзянов И.Н., Салахова Л.Н. Особенности 3D  48  моделирования сложнопостроенных залежей с высоковязкими нефтями (на примерер ме сторождений Татарстана // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей:  тез. III межд. науч.практ. конф. – Краснодар. – 2001. – С. 5.  37. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., , Фазлыев Р.Т. Обоснование положения горизон тального ствола в продуктивном пласте с использованием гидродинамического моделиро вания // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: тез. III межд. науч. практ. конф. – Краснодар. – 2001. – С. 57.  38. Ibatullin R.R., Abdulmazitov R.G., Yusupov I.G., Falyev R.T., Khakimzyanov I.N. Experi ence of Horizontal Technology of Oil Fields in UraloPovolzsky Region of Russia // CD version Oil &  Gas Journal’s International MULTILATER WELL CONFERENCE.  The San Luis Resort, Galveston,  Texas).  march 5 – 7, 2002.  39. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с  применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Диссер тация на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 161 с.  40. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Розенберг И.Б. К проектированию профиля гори зонтальной скважины // Интервал.  2002. №9. – С. 7478.  41. Khisamov R.S., Ibatullin R.R., Fazlyev R.T., Khakimzyanov I.N. TwentyFive Year's Experi ence of Horizontal Drilling in the Republic of Tatarstan (Russia) // Paper № 2003008. CD version  CANADIAN INTERNATIONAL PETROLEUM CONFERENCE 54th Annual Technical Meeting of the Pe troleum Society.  Calgary Stampede Roundup Centre Calgary, Alberta, Canada.  June 10  12,  2003.  42. Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Яртиев А.Ф., Пет ров В.Н. Техникоэкономическое обоснование применения интеллектуальных скважин на  месторождении с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере Сабанчинского место рождения) // Высокотехнологичные скважин: Тр. 1й межд. конф., Отель Рэдисон САС Сла вянская.  Москва, Россия, 2426 июня 2003 г., с. 15.   43. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Фазлыев Р.Т., Хакимзянов И.Н., Петров В.Н. Реани мация старого фонда скважин Ромашкинского месторождения путем зарезки боковых ство лов и боковых горизонтальных скважин // Высокотехнологичные скважин: Тр. 1й межд.  конф., Отель Рэдисон САС Славянская.  Москва, Россия, 2426 июня 2003 г., с. 69.  44. Хисамов Р.С., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Методические аспекты реализации  технологии многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть» // Эффективность гео логоразведочных работ и результаты опытнопромышленных работ по использованию но вых технологий поиска залежей углеводородов: тр. межрег. геолог. научн. техн. конф.  Ле ниногорск. – 2003. – С. 154156.  45. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Башкирцева Н.Г. Текущее состояние и перспективы  развития горизонтальной технологии в Республике Татарстан // Строительство горизонталь ных скважин: сб. докл. VII межд. конф. по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2324 октяб ря 2002 г.). – Москва, издво Нефть и газ».  2003. – С. 89.  46. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Петров В.Н. Опыт  строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть» // научн. техн. журнал «Технологии ТЭК», издательский дом «Нефть и капитал», №6 (19).  2004,  С. 19  – 25.  47. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Научнометодические аспекты реа лизации технологии многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть» // Внедрение  современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноиз влекаемыми запасами : сб.. докл. регион. научн.практ. конф., г. Ижевск, 45 ноября 2004 г. –  С. 93102.  48. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Научнометодические аспекты реа 49  лизации технологии многоствольного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть» // Освоение  ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: тр. IV межд. г. Анапа, Краснодарский  край, 29 сент.  3 окт. 2003 г.) / НК "Роснефть". Издво «ЭДВИ»,  Краснодар, – 2004. – С. 165   177.  49. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Обоснование применения интеллектуальных сква жин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием гидро динамического моделирования // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких  нефтей: тр. IV межд. г. Анапа, Краснодарский край, 29 сент.  3 окт. 2003 г.) / НК "Роснефть".  Издво «ЭДВИ»,  Краснодар, – 2004. – С. 178  192.  50. Яртиев А.Ф., Хакимзянов И.Н., Мехеев Е.В., Фазлыев Р.Т. Целесообразность инве стиций в разработку нефтяных месторождений (на примере горизонтальных технологий) // 5  конгресс нефтегазопромышленников России : мат. конгресса, г. Казань, 810 сентября 2004 г.  – издво «Новое знание»,  Казань,  С. 111.  51. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Петров В.Н., Фазлыев Р.Т. Восста новление бездействующего фонда скважин на площадях Ромашкинского месторождения  путем зарезки БС и БГС // научн.техн. журнал «Технологии ТЭК», издательский дом «Нефть  и капитал», № 6.  2005,  С. 31 – 35.  52. Петров В.Н., . Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Технологические и экономические  аспекты зарезки вторых стволов на месторождениях Татарстана // Актуальные задачи выяв ления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвле чения : научн.практ. конф., посвященная 50летию бурения первой РГскважины Григоряна,  Казань, 1819 декабря 2003 года. Издво «Плутон»,  Казань,  2005,  С. 149  151.  53. Хакимзянов И.Н. Обоснование заложения многофункциональной скважины на Са банчинском нефтяном месторождении с применением геологогидродинамической модели  // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонталь ных технологий нефтеизвлечения : научн.практ. конф., посвященная 50летию бурения пер вой РГскважины Григоряна, Казань, 1819 декабря 2003 года. Издво «Плутон»,  Казань,   2005,  С. 154 – 155.  54. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт ведущих зарубежных нефтя ных компаний в области высокотехнологичных скважин // Актуальные задачи выявления и  реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения :  научн.практ. конф., посвященная 50летию бурения первой РГскважины Григоряна, Казань,  1819 декабря 2003 года. Издво «Плутон»,  Казань,  2005,  С. 156  157.  55. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Горизонтальная тех нология разработки нефтяных месторождений в Татарстане: успехи и проблемы // Актуаль ные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных техно логий нефтеизвлечения : научн.практ. конф., посвященная 50летию бурения первой РГ скважины Григоряна, Казань, 1819 декабря 2003 года. Издво «Плутон»,  Казань,  2005,  С.  227  229.  56. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт строительства и  эксплуатации многозабойных скважин // Журнал «Нефть и жизнь», №3 (15) – 2005. – С. 42 43.  57. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Анализ эффективно сти применения горизонтальных скважин на месторождениях Республики Татарстан // Стро ительство горизонтальных скважин : сб. докл. 9 Международной конференции по разработ ке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами, Ижевск, 23 ноября,  2004 г. – РГУ нефти и газа, Москва. 2005. – С. 134139.  58. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Петров В.Н., Фазлыев Р.Т. Строительство боковых  стволов  основной путь реанимации нерентабельных скважин // Освоение ресурсов труд 50  ноизвлекаемых и высоковязких нефтей : тез. 5й междунар. научн.практ. конф., 36 окт. 2005  г., г. Геленджик / НК "Роснефть". – Краснодар, 2005,  С. 1617.  59. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Миронова Л.М. Опыт  проектирования, строительства и эксплуатации многозабойных скважин в Республике Татар стан // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей : тез. 5й междунар.  научн.практ. конф., 36 окт. 2005 г., г. Геленджик / НК "Роснефть". – Краснодар, 2005,  С. 18 19.  60. Хакимзянов И.Н. Методические аспекты реализации технологии многозабойного  заканчивания скважин // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей :  тез. 5й междунар. научн.практ. конф., 36 окт. 2005 г., г. Геленджик / НК "Роснефть".  Крас нодар. 2005. – С.2122.  61. Хакимзянов И.Н., Мусин Р.А., Гарифов К.М. Техникоэкономическое обоснование  применения оборудования одновременнораздельной эксплуатации пластов на многопла стовых объектах // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами:  тез. VII научн.практ. конф. Геленджик, 2527 сентября 2007 г. – Москва, 2007,  С. 63.  62. Хакимзянов И.Н., Ибатуллин Р.Р., Фазлыев Р.Т. Новейшие технологии оптимизации  систем разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в ОАО «Татнефть» // Геология и  разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. VII научн.практ. конф. Ге ленджик, 2527 сентября 2007 г. – Москва, 2007,  С. 7677.  63. Хакимзянов И.Н., Ибатуллин Р.Р., Фазлыев Р.Т., Миронова Л.М. Опыт и проектиро вание дальнейшего применения многозабойных скважин на месторождениях Татарстана //  Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. VIII научн. практ. конф. п. Небуг, 1518 сентября 2008 г.  Москва, 2008,  С. 57.  64. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Рамазанов Р.Г., Идиятуллина З.С. Этапы станов ления и дальнейшие перспективы развития горизонтальных технологий в Республике Татар стан // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. X  научн.практ. конф. г. Геленджик, 2123 сентября 2010 г. – Москва, ЗАО «Нефтяное хозяй ство», 2010,  С. 39.  65. Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Рамазанов Р.Г., Идиятуллина З.С. Прошлое,  настоящее и будущее применения скважин сложной архитектуры при разработке нефтяных  месторождений в ОАО «Татнефть» // Прошлое, настоящее и будущее нефтяных месторож дений в Республике Татарстан: сб. докл. научн.практич. конф. посв. 60летию образования  ОАО «Татнефть». – Наб. Челны, ООО «ОфисТрейд», 2010. – С. 58 – 65.  66. Хакимзянов И.Н., Ибатуллин Р.Р., Бакиров И.М., Разживин Д.А. Исследование эф фективности эксплуатации РГС №6159 и №6160 на Пионерском месторождении с примене нием геологогидродинамической модели // Актуальные вопросы инновационного развития  нефтегазовой отрасли: тр. 2ой междунар. конф. ЭНЕРКОН. 2224 июня 2011. г. Москва.  67. Хакимзянов И.Н., Разживин Д.А., Багаутдинов Г.М. Об особенностях разработки  Нижнечутинского месторождения высоковязкой нефти республики Коми // Геология и раз работка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. XI научн.практ. конф. 2730  сентября 2011 г. Геленджик. – Москва, ЗАО «Нефтяное хозяйство», 2011,  С. 70.  Соискатель Хакимзянов И.Н.  51  Отпечатано в секторе оперативной полиграфии  института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»  на HP CLJ CM6040  тел.: (85594) 78656, 78565  Подписано в печать 17.08.2012 г.  Заказ № 1604111, Тираж 100 экз. 







© 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.