WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

ОБЛЕКОВ ГЕННАДИЙ ИВАНОВИЧ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ УНИКАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

г. Надым - 2009 г.

Работа выполнена в ООО «Газпром добыча Надым», ОАО «Газпром».

Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор, Лауреат Ленинской премии Варягов Сергей Александрович доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН Конторович Владимир Алексеевич доктор геолого-минералогических наук, профессор, член-корреспондент РАН Нестеров Иван Иванович Ведущее предприятие: Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН, г. Москва)

Защита состоится ___ 2009 г. в ____ час. на заседании диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН им. А.А. Трофимука (ИНГГ СО РАН), по адресу: 630090, г. Новосибирск, проспект Коптюга, д.3.

Факс: (383)333-23-E-mail: KostyrevaEA@ipgg.nsc.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН.

Автореферат разослан __________________ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук Костырева Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования являются уникальные газовые и газоконденсатные месторождения севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Актуальность темы. Месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП), расположенные на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), до настоящего времени остаются и будут в отдаленной перспективе основным районом добычи газа для удовлетворения внутренних потребностей России и европейских стран. Поэтому для поддержания необходимых объемов добычи газа и достижения максимальной эффективности разработки северных месторождений природного газа необходим единый методологический подход по изучению их геологического строения на основе системного анализа и управления разработкой продуктивных отложений. Подобные исследования по газовым и газоконденсатным месторождениям до середины 80-х годов практически не проводились, в то время как по нефтяным залежам давно и весьма успешно осуществляются. Поэтому остро встает проблема научного обобщения и анализа опыта изучения особенностей геологического строения газовых и газоконденсатных залежей, взаимосвязи процессов, происходящих в насыщенных флюидами пластах при промышленном отборе запасов газа и газового конденсата.

Большая часть начальных суммарных ресурсов свободного газа ЯНАО (около 61,5 %) сосредоточена в отложениях сеномана и апта, 25 % - в отложениях неокома, значительно меньше содержится в нефтегазоносном юрском комплексе. Практически все запасы газового конденсата сосредоточены в неоком-юрских отложениях.

Значительная часть ресурсов газа нефтегазоносного бассейна уже добыта (около 8 %) или разведана и переведена в запасы категорий С1 (около 37 %) и С2 (около 9 %).

Наиболее изучен апт-сеноманский комплекс, в котором разведано 77,6 % начальных суммарных ресурсов газа, переведено в категорию С1 - 56,9 %, С2 - 7,5 %, а накопленная добыча составляет 13,2 %., т.е. изученность комплекса весьма высокая.

Практически весь газ в Западной Сибири добыт из отложений сеномана. Так, на Вынгапуровском и Медвежьем месторождениях уже отобрано более 80 % от начальных геологических запасов газа. А это, в свою очередь, обуславливает новые задачи перед геолого-промысловыми исследованиями, которые должны быть направлены на обоснование и принятие оптимальных решений по добыче газа и газового конденсата на разных стадиях разработки месторождений.

В основу диссертационной работы автором положено обобщение опыта научного изучения геологического строения уникальных газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири, в процессе управления разработкой которых впервые пришлось столкнуться с ранее неизвестными проблемами в мировой практике геологии газовых месторождений (большие, - до 5 тыс. км2, площади, мощные 250 - 400 м продуктивные слабосцементированные пласты, значительная степень геологической неоднородности и высокая производительность скважин, активный водонапорный бассейн и т.д.) и соответственно искать новые геолого-технологические пути их решения (этапность освоения по площади, нетрадиционные системы разработки, повышение эффективной выработки запасов, повышение коэффициента газоотдачи и др.).

Целью работы является выявление особенностей геологического строения, закономерностей изменения формы и свойств газовых и газоконденсатных залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции; научное обоснование и внедрение новых геолого-технологических решений, повышающих эффективность и надежность выработки запасов в течение всего жизненного цикла разработки месторождений.

Работа «Геологическое обоснование технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений Западно-Сибирской провинции» является решением крупной народнохозяйственной проблемы, результатом которой явилось создание на севере Западной Сибири крупнейшего в мире центра добычи газа. Необходимо иметь ввиду, что до этого газовая промышленность мира не имела опыта поисков, разведки, проектирования разработки и эксплуатации месторождений, подобных уникальным месторождениям Крайнего Севера.

Основные задачи

исследований:

1. Выполнить анализ сырьевой базы и оценку перспектив нефтегазоносности терригенных отложений платформенного чехла севера Западной Сибири.

2. Обобщить опыт теоретических и прикладных исследований в области разведочной и промысловой геологии.

3. Провести системный анализ особенностей геологического строения газовых залежей сеноманского продуктивного комплекса; выявить геолого-промысловые факторы, определяющие рациональные технические решения, направленные на полноту выработки запасов (повышение объема).

4. Разработать способы оценки начальных запасов углеводородного сырья для целей проектирования и управления разработкой месторождений.

5. Разработать новые высокотехнологичные методы получения геологопромысловой информации на разных стадиях эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

6. Подготовить геолого-промысловую классификацию запасов природного газа.

7. Создать геолого-промысловые технологии, обеспечивающие экономически эффективное освоение нерентабельных, низкорентабельных запасов газа и газового конденсата.

8. Оценить объемы остаточного газа на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа и обосновать способы его утилизации.

9. Оценить перспективы развития газовой промышленности на севере Западной Сибири.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены обширные фактические материалы изучения геологического строения недр ЗападноСибирской платформы, отчеты полевых геофизических исследований, отчеты по региональным исследованиям, проекты и результаты поисково-разведочных работ, результаты промыслово-геологических исследований разрабатываемых месторождений (Медвежье, Уренгойское, Вынгапуровское, Ямбургское, Заполярное и др.).

Методы исследования: анализ особенностей геологического строения, текущего состояния разработки газовых и газоконденсатных месторождений, теория разработки, математические методы исследований, промышленные эксперименты, геофизические исследования скважин.

Научная новизна и личный вклад 1. Выполнена оценка сырьевой базы углеводородов на территории севера Западной Сибири, позволяющая наметить основные направления развития газодобывающей стратегии.

2. Установлены особенности геологического строения сеноманских газовых залежей на севере ЗСНГП, связанные со сравнительно небольшой глубиной залегания продуктивных отложений, огромными размерами структур, сложным геологическим строением продуктивных пластов, высокими коллекторскими свойствами осадочных горных пород, значительной активностью водонапорного бассейна.

3. Реализован системный подход к организации геолого-геофизического контроля на разных этапах разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

4. Доказана целесообразность и необходимость дифференциации подсчета запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов, позволяющая принимать обоснованные решения при проектировании и управлении разработкой.

5. Предложены новые методы геологических исследований в процессе разработки месторождений (анализ отработки разреза по данным ГДИС и ГИС), позволяющие уточнять фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов и технологические режимы работы эксплуатационных скважин.

6. Разработан эффективный метод вторичного и последующих вскрытий продуктивного пласта в скважинах.

7. Разработана классификация запасов газа, основанная на энергетическом состоянии залежей.

8. Разработана технология, обеспечивающая экономическую и технологическую эффективность выработки запасов нерентабельных газовых и газоконденсатных залежей многопластовых месторождений.

9. Разработаны геолого-промысловые технологии, позволяющие существенно повысить рентабельность эксплуатации месторождений, основанные на рациональном использовании энергии пластов.

10. Сформулированы геологические проблемы добычи остаточного газа, дано геолого-технологическое обоснование целесообразности добычи и предложены новые способы его утилизации.

Основные защищаемые положения и результаты 1. Технология эффективного геолого-геофизического контроля над выработкой продуктивных пластов в системе управления разработкой.

2. Методика и технология подсчета запасов углеводородов на основе их дифференциации по качеству терригенных коллекторов.

3. Методы повышения производительности добывающих скважин при вторичном и последующих вскрытиях с учетом состояния призабойной зоны продуктивного пласта.

4. Классификация запасов природного газа и газового конденсата, с учетом энергетического состояния залежей.

5. Новая технология разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на основе геологического строения и рациональном использовании запаса пластовой энергии.

6. Геолого-промысловое обеспечение рациональной добычи и утилизации остаточного газа на поздней стадии разработки.

Практическая и теоретическая ценность результатов работы В основу работы положены авторские инновации, реализация которых осуществлялась практически с начала освоения газовых месторождений Тюменского Севера (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и другие). За истекший период практическое применение нашли следующие авторские научно-технические разработки:

1. Технология повышения выработки запасов на Медвежьем месторождении.

2. Геолого-промысловое обоснование и оптимизация выбора эксплуатационных участков и систем размещения эксплуатационных скважин на Медвежьем, Уренгойском, Юбилейном, Ямсовейском и других месторождениях.

3. Схема размещения сети скважин специального назначения на основе системного подхода к проведению геолого-геофизических исследований (внедрена на Ямсовейском, Юбилейном НГКМ, и предложена к внедрению на месторождениях Ямальского региона).

4. Результаты подсчета запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов Медвежьего, Ямбургского, Вынгапуровского и др. месторождений.

5. Эффективная система вскрытия продуктивного разреза в скважинах Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского месторождений.

6. Методика геолого-промыслового обоснования рациональных технологических режимов работы скважин.

7. Метод оценки объемов остаточного газа и возможные пути его использования.

За время работы в геологической службе ООО «Газпром добыча Надым» лично автором, либо при его непосредственном участии, выпущено более двадцати методических указаний, инструкций, технологических регламентов, рекомендаций, направленных на совершенствование разработки месторождений.

Апробация работы. Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях и совещаниях различного уровня:

Всесоюзное совещание по проблемам управления нефтегазовым комплексом (г. Ташкент, 1987 г.); Международная конференция «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений» (г. Краснодар, 1990 г.); IV горно-геологичекий форум «Природные ресурсы стран СНГ» (г. Санкт-Петербург, 1998 г.);

Координационно - геологические совещания (г. Москва, 1999 г., 2008 г.); Губкинские чтения. Секция «Геология и геофизика» (г. Москва, 1999 г.); Координационный совет главных геологов (г. Москва, 1999 г., 2000 г., 2005 г., 2008 г.); НТС ОАО «Газпром» «Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки» (г. Москва, 2000 г.) и «Технологические решения по подготовке газа из газовых и газоконденсатных месторождений с падающей добычей» (г. Москва, 2001 г.); Международная конференция «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии» (г. Санкт-Петербург, 2002 г.); Всероссийская научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003 г.); Одиннадцатый международный конгресс «Citjgic 2001Ямал» (г. Токио, 2003 г.).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано около 150 научных работ. В автореферате приведены сведения о 72 наиболее существенных публикациях, в том числе о четырех монографиях, 6 научно-технических обзорах, патентах РФ на изобретения, 48 статье. 20 работ опубликованы без соавторов, работа помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи разделов, заключения, списка использованной литературы, включающий 310 наименований.

Изложена на 394 страницах машинописного текста, в том числе 38 рисунков и таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность акад. А.Н. Дмитриевскому, член-корр.

РАН, д.т.н. О.М. Ермилову, д.т.н. О.Е. Аксютину, д.т.н. А.Н. Березнякову, к.т.н.

В.И. Васильеву, к.т.н. В.Н. Гордееву, д. г.-м. н. И.С. Гутману, к.т.н. В.М. Демину, д.т.н. И.С. Закирову, д. г.-м. н. А.Н. Кирсанову, д.т.н. В.Н. Маслову, С.Н. Меньшикову, д.т.н. Е.М. Нанивскому, д. г.-м. н. В.А. Скоробогатову, В.Г. Румянцеву, к.т.н. Л.С. Чугунову и другим своим коллегам по коллективу ООО «Газпром добыча Надым», с которыми автор участвовал в геологическом обосновании и внедрении технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному консультанту, д. г.-м. н. А.Н. Лапердину.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулирована проблема эффективного геологического обоснования разработки месторождений углеводородного сырья, раскрыта научная новизна защищаемых положений, охарактеризована практическая значимость проведенных исследований и результаты их внедрения в практику разработки.

Первая глава посвящена анализу изученности сырьевой базы ЯНАО. Основные ресурсы газа и газового конденсата сосредоточены в Надым-Пурской нефтегазоносной области, аптского – в Ямальской нефтегазоносной области ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП).

Выделены три основные этапа изучения геологического строения продуктивности осадочного чехла севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Выполнен анализ состояния ресурсной базы, перспективы нефтегазоносности осадочных отложений доюрских, юрских и меловых отложений. Выявлены особенности строения комплексов, предложены направления поисково-разведочных работ.

Согласно количественной оценке начальные извлекаемые ресурсы территории ЯНАО равны 126,8 млрд. т условного топлива, в том числе нефти – 11,0 млрд. т, попутного газа – 1,0 трлн. м3, свободного газа 109,6 трлн. м3 (суша - 78,9 трлн. м3, акватории – 30,7 трлн. м3), конденсата 5,1 млрд. т. Степень разведанности начальных извлекаемых ресурсов составляет 35,3 %.

Изученность ресурсов свободного газа сеноманского комплекса – 77,6 %, неокомского – 54,9 %, юрского – 15 %. Даже при такой высокой степени изученности ресурсов апт-сеноманский комплекс остается наиболее привлекательным для геологического изучения.

Таким образом, несмотря на то, что большая часть ресурсов газа на севере Западной Сибири уже выявлена, перспективы для наращивания запасов газа и укрепления сырьевой базы газовой промышленности в Западной Сибири ещё значительны.

Во второй главе приводится анализ результатов предыдущих исследований по геологическому строению продуктивных отложений месторождений природного газа, газового конденсата севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Неоценимый вклад в этой области внесли ученые и геологи А.М. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, С.В. Гольдин, А.И. Гриценко, Э.М. Галимов, В.И. Ермаков, В.П. Казаринов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Н.Х. Кулахметов, В.Д. Наливкин, Н.Н. Немченко, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, В.Т. Подшебякин, А.С. Ровенская, Л.И. Ровнин, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, В.Н. Сакс, Ф.К. Салманов, А.А. Трофимук, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, Ю.Г. Эрвье, В.С. Бочкарев, Л.М. Бурштейн, Е.Г. Журавлев, В.А. Скоробогатов, А.С. Фомичев, Г.Г. Шемин.

В рамках анализа приводятся сведения об особенностях разработки нефтяных и газовых месторождений. Подробно рассмотрен комплекс геологических параметров, характеризующих отработку запасов нефтяных залежей, и возможность опробования некоторых из них на газовых месторождениях для контроля над текущей отработкой продуктивных пластов. Рассмотрены промысловые задачи, решаемые комплексом геолого-промысловых и геофизических методов исследования скважин. На основании этой информации уточняется геологическое строение месторождений, анализируется эффективность выработки запасов.

Автором анализировались работы А.Н. Дмитриевского, В.Г. Каналина, А.Э. Конторовича, В.М. Максимова, И.Н. Шустефа, А.И. Акульшина, Л.И. Меркулова и А.А. Гинзбурга, Ю.В. Коноплева, а также многих других исследователей. Среди ученых и специалистов отрасли существуют весьма различные представления о принципах подхода к геолого-промысловому анализу в процессе разработки месторождений. Большое внимание этим вопросам для месторождений природных газов уделено в работах А.Г. Ананенкова, О.Ф. Андреева, З.С. Алиева, К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, Л.Ф. Дементьева, В.А. Динкова, В.И. Ермаков, О.М. Ермилова, И.П. Жабрева, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, А.Н. Кирсанова, Н.Р. Ковальчука, С.В. Колбикова, Ю.П. Коротаева, Л.Д. Косухина, Г.В. Крылова, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, М.С. Моделевского, Е.М. Нанивского, М.С. Напольского, Б.Е. Сомова, В.В. Стрижова, А.П. Телкова, Р.М. Тер-Саркисова, М.А. Токарева, Ю.А. Урманцева, А.И. Ширковского, П.Т. Шмыгля, и др.

С начала реализации проекта разработки месторождений УВ анализируется как получаемая геолого-промысловая информация по их строению, так и показатели разработки. Сравнительный анализ фактических и проектных показателей разработки выявляет, в частности, причины отклонений между ними. Одним из основных факторов, приводящих к отклонениям между фактическими и проектными показателями разработки, является степень достоверности определения начальных запасов газа в пласте. Поэтому в задачи первичного анализа входят построение зависимостей «давление – отбор газа» и периодическое уточнение величины начальных и текущих запасов газа на основе метода материального баланса.

Проведенный анализ свидетельствует, что основные геолого-физические и технологические показатели, используемые при прогнозе и контроле отборов запасов УВ (а, следовательно, и при анализе отработки залежи или отдельных пластов), можно сгруппировать следующим образом:

1) показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;

2) показатели, характеризующие изменчивость коллекторских и толщинных свойств пласта;

3) показатели, характеризующие специальные коэффициенты и комплексные показатели неоднородности;

4) показатели, характеризующие строение нефтегазовой, водонефтяной и газоводяной зон;

5) показатели, характеризующие технологию разработки.

Во многих работах, связанных с разработкой месторождений углеводородного сырья, большое внимание уделяется вопросам изучения геологической неоднородности. Наиболее часто используются такие показатели, как коэффициенты песчанистости (Кп), литологической связанности (Ксв), расчлененности (Кр), литологической выдержанности (Клв) и некоторые другие.

При анализе объектов разработки, приуроченных к одному стратиграфическому подразделению, средние значения коллекторских свойств, особенно пористости и нефтегазонасыщенности, могут быть очень близки и отличаются всего на несколько процентов, а их статистические характеристики, выраженные через стандартные отклонения бm, бкнг и коэффициенты вариации Wm, Wкнг, могут различаться на десятки и сотни процентов, что характеризует внутреннюю неоднородность объекта исследований. Поэтому при оценке емкостной неоднородности пород-коллекторов предлагается использование следующего показателя неоднородности:

WmWкн Kнеод =, (1) hпп hээ где Wm, Wkн - коэффициенты вариации соответственно пористости и нефтегазонасыщенности; ,, - математическое ожидание соответственно hээ hпп нефтегазонасыщенной толщины и толщины пропластков.

В предложенном показателе неоднородности числитель характеризует изменчивость ёмкостной характеристики пласта коллектора, а знаменатель изменчивость пласта, определяемую прерывностью, расчлененностью и выклиниванием.

На заключительном этапе разработки месторождений УВ четкое представление о степени геологической неоднородности различных участков месторождения может существенно помочь при управлении процессами добычи, отработки участков залежи, прогнозировании путей опережающего внедрения воды в залежь, равномерности снижения риска частичного или полного отсечения нефтегазонасыщенных участков от зоны отбора "целиковые" зоны.

Решение вопроса организации добычи нефти и газа на заключительном этапе разработки месторождения всегда являлось сложной проблемой.

При разработке уникальных сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири эта проблема приобрела особое значение в связи с огромными величинами запасов, большими объёмами добычи, со значительными остаточными запасами, в том числе и защемлёнными в обводнившейся части пласта по окончанию проектной стадии разработки, а также с социально-экономическим значением газодобычи в стране и регионе.

Например, остаточные запасы природного газа только Уренгойского и Ямбургского месторождений превышают общие начальные запасы Кубани, Ставрополья и Среднего Поволжья.

Необходимо учитывать, что основная часть добычи газа по ОАО «Газпром» и независимым производителям приходится на территорию ЯНАО. При этом половина газа добывается из находящихся в стадии падающей добычи сеноманских залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и Вынгапуровского месторождений.

Третья глава посвящена совершенствованию методов системного подхода к изучению геологического строения сеноманских продуктивных отложений, как на стадии разведки, так и в процессе эксплуатации месторождений углеводородного сырья.

Системный подход к изучению геологического строения предусматривает всестороннее изучение структуры продуктивных отложений и процессов в них происходящих во времени, начиная с поисково-разведочного бурения, стадии проектирования, эксплуатационного разбуривания и в процессе разработки месторождений.

К основным технологиям изучения геологического строения, в процессе разработки месторождений относятся геолого-промысловые и промысловогеофизические методы исследования скважин и пластов.

Изучение геологического строения и ФЕС пласта-коллектора методами промысловой геофизики начинается на стадии бурения скважин и продолжается в процессе разработки месторождений. Для уточнения связи керн-геофизика по скважине П-51 Медвежьего месторождения начиная с кровли продуктивных отложений, был выполнен отбор керна от кровли сеноманских продуктивных отложений с перекрытием ГВК, по специальной технологии. Отобрано 138,8 м керна с выносом более 99 %. Впервые проведены петрофизические исследования неустойчивых слабосцементированных сеноманских отложений на фактическом керновом материале.

Первичный комплекс геофизических исследований проводится на этапе строительства скважин и включает электрические, акустические, нейтронные и другие методы исследований и позволяет решить следующий круг задач изучения геологического строения продуктивных отложений:

- литологическое расчленение разреза и выделение пород-коллекторов;

- уточнение геологической модели строения месторождения;

- оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллектора;

- определение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов;

- определение положения текущего и начального газо-водяного контакта;

- оценка коэффициента газонасыщенности пластов, залегающих в обводненном интервале продуктивной части разреза;

- оценка технического состояния ствола скважин и качества цементирования эксплуатационных колонн.

На этапе разработки месторождений комплекс промыслово-геофизических исследований проводится по скважинам эксплуатационного фонда и скважинам специального назначения. К фонду скважин специального назначения относятся:

- наблюдательные, перфорированные в продуктивной части пласта, предназначенные для контроля над состоянием пластовых давлений;

- наблюдательные, перфорированные в водоносной части пласта ниже газоводяного контакта (ГВК), предназначенные для контроля над динамикой изменения уровня жидкости в процессе разработки месторождения;

- наблюдательные, неперфорированные, предназначенные для контроля над состоянием отработки продуктивного разреза залежи и внедрения пластовых вод (рис. 1).

Скв. Скв. 2 Скв. 4 Скв. Скв. Условные обозначения:

- пакер;

- глина - водонасыщенный коллектор - интевал перфорации 1; 2; 4 - скважины наблюдательные, пьезометрические (на водоносный бассейн ) 3; 5 - скважины наблюдательные, пьезометрические - газовые Рис. 1 – Технология системного геолого-геофизического контроля над разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Фонд скважин специального назначения определяется проектом разработки и оптимально распределяется по площади месторождения, что требует значительных затрат, особенно при разработке многопластовых месторождений. Разработанные автором технологии (патент РФ № 2202692) позволяют оперативно получать необходимую геолого-промысловую информацию в процессе разработки месторождения без снижения ее качества, существенно сократить затраты на обустройство за счет снижения объемов строительства скважин, технологической отсыпки дорог и площадок под строительство скважин.

Суть технологии заключается в оборудовании универсальных скважин, позволяющих осуществлять контроль над разработкой одновременно в нескольких эксплуатационных объектах.

Технологии реализованы на ряде разрабатываемых месторождений (Юбилейное, Ямсовейское, Заполярное др.) и при обустройстве Бованенковского и Южно-Русского месторождений.

В четвертой главе автором приводятся результаты исследований в области геолого-промыслового моделирования и предложена технология подсчета и дифференциации запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов.

В большинстве работ по подсчету запасов нефти, газа и конденсата обычно отсутствует вероятностный подход. На экспертизу представляется один вариант подсчета, который авторы считают "правильным", т.е. по существу выдвигается одна рабочая гипотеза без анализа альтернатив (конкурирующих гипотез). Однако давно доказано, что подсчет запасов не может ограничиваться совокупностью известных операций в соответствии с формулой объемного метода. Он должен представлять систему действий, направленных на изучение закономерностей геологического строения залежи, структуры запасов, выявление отношений и связей между геологическими телами, обладающими разным количеством и качеством запасов.

Первой задачей, которую необходимо решить при подсчете запасов, следует считать разработку методики получения информации о ФЕС залежи и, как следствие, связанные с ней вопросы обоснования подсчетных параметров.

Следующей важной задачей является анализ и выбор математической модели, – варианта формулы объемного метода подсчета запасов. Практика показывает, что разница в оценке запасов за счет вариантов формулы может быть весьма значительной.

Решение двух перечисленных задач естественным образом приводит к задаче об установлении и оценке критериев оптимальной или эффективной изученности залежи, что, в свою очередь, служит основанием для постановки и решения задачи согласования уровней изученности залежи с категориями запасов.

С позиций современной научной методологии - системного подхода - процесс промыслово-геологического изучения залежи включает многовариантность последовательных операций сбора, обработки, хранения и анализа разнородной литологической, стратиграфической минералого-геохимической, промысловогеологической, геофизической и другой информации, с помощью которой осуществляется построение моделей и формирование на их основе прогнозных решений начиная со стадии подсчета запасов и кончая анализом, контролем и управлением процессом разработки месторождения.

Как известно, все сеноманские газовые залежи севера Западной Сибири принадлежат к типу пластово-массивных, причем пластовый характер залежи проявляется только в условиях упруговодонапорного режима. Отсюда следует, что если на разных этапах освоения принимается утверждение, что залежь едина, т.е.

пласты и пачки пород газодинамически представляют одно целое, то, естественно, не следует выделять их в самостоятельные объекты подсчета запасов. Однако анализ результатов промыслово-геофизических исследований и текущего состояния разработки говорит о сложном геологическом строении продуктивных пластов сеноманских газовых залежей, характеризующихся крайней невыдержанностью толщин и ФЕС по площади и разрезу, значительной изменчивостью литологического состава пород, сильной расчлененностью и слоистой неоднородностью.

Плотность сети разведочных и эксплуатационных скважин в условиях сеномана крайне неравномерная. Скважины расположены в сводовых и присводовых частях залежей вдоль длинных осей структур их эффективных толщин. В связи с этим оценка запасов представляет значительную трудность, если учесть, что запасы в зоне эксплуатационного разбуривания определяются с погрешностью от 7 до 12 %. На периферии погрешность удваивается и достигает 20-30 %. Это объясняется тем, что площадь залежи, приходящаяся на одну скважину, в зоне эксплуатационного разбуривания месторождений составляет 6 - 11 км2, а в зоне периферии – 37 - 80 км2.

Эффективное использование лишь одной модели при отсутствии альтернатив в условиях неопределенности неэффективно, так как в этом случае ситуация остается очень нечеткой и в таких условиях крайне трудно принимать решения, что иллюстрируется анализом применимости различных методик подсчета запасов газа (Q) 1 2 3 4 (Q) 1 2 3 4 1 2 3 4 (рис. 2) 1, 2, 3, 4, 5 – номера 1, 2, 3, 4, 5 – номера 1, 2, 3, 4, 5 – номера 1, 2, 3, 4, 5 – номера 1,1,используемых используемых используемых используемых методик методик методик методик 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 Q 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 Q, млрд.м, млрд.м Рис. 2 – Выбор эффективного варианта формулы объемного метода подсчета запасов месторождений (цифрами указаны условные номера методик; заштрихован – интервал принятия решения) Анализ теоретических аспектов и практика моделирования газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири свидетельствует о том, что выбор концептуальной модели строения залежи как основы для построения промыслово-геологической и фильтрационных моделей полностью определяется типом залежи. Действительно, с одной стороны, модель как статическая система должна быть адекватна реальному объекту, с другой стороны, как динамическая система должна адекватно отражать процессы, происходящие в объекте в ходе разработки (распределение давления, движение пластовых вод и т.д.).

Последней важной задачей является выбор и оценка математической модели - варианта формулы подсчета запасов.

Рассмотрим некоторые особенности подсчета запасов в сеноманских газовых залежей.

1. Для всех вариантов и способов подсчета - информационная промысловогеологическая модель строения залежи должна быть фиксирована на момент подсчета по методу оценки ФЕС коллекторов, числу скважин, количеству пропластков в разрезе каждой скважины, расположению скважин на площади и т.д.

2. Сумма объемов коллекторов и запасов по пачкам не может быть больше соответствующих общих объемов и запасов в целом по залежи.

3. Между параметрами Кп и Кг существует положительная зависимость, как отражение условий осадконакопления и формирования пород-коллекторов, так и особенностей методики оценки ФЕС коллекторов по материалам ГИС.

4. Основное число эксплуатационных и наблюдательных скважин пробурены в присводовой части залежи. На ее периферии существует только редкая сеть разведочных скважин. В связи с этим запасы категории C1 имеют погрешность их оценки, значительно превышающую погрешность запасов категории В. Отсюда следует важный вывод, что запасы должны подсчитываться по объектам, с тем, чтобы по мере повышения степени и качества изученности переводить их в более высокие категории. На практике это требование обычно игнорируется. По категориям В и Cраздельно оценивается Hэф и полезный объем, а значения Кп и Кг чаще всего принимаются средними по залежи, что препятствует решению задач категоризации запасов на разрабатываемых залежах.

С участием автора создана принципиально новая схема технологического процесса подсчета запасов с оценкой степени и качества изученности залежи, которая применяется при решении проблемы выбора эффективного варианта. Логическая схема технологического процесса имитационного моделирования, подсчета запасов и оценки изученности залежи включает следующее:

1. Информационные промыслово-геологические модели залежи. Каждая из моделей, соответствующая определенной методике оценки ФЕС коллекторов по данным ГИС, имеет несколько вариантов. Выбор модели залежи осуществляется по специальной методике на основании закона системности Ю.А. Урманцева.

2. Блоки программ автоматизированной системы моделирования технологического процесса подсчета запасов и сервисные блоки программ контроля над изменением основных и специальных параметров залежи. Функции программ контроля заключаются в решении задач оценки стабилизации параметров в процессе изучения залежи. Они сводятся к построению и анализу временных рядов.

3. Группа альтернатив – вариантов подсчета запасов (не менее трех) в связи с принятой моделью залежи и степенью ее изученности. Варианты включают площадное интегрирование удельных запасов, взвешивание подсчетных параметров по эффективному газонасыщенному объему, взвешивание параметров по эффективным газонасыщенным толщинам, интегральный метод Н.Р. Ковальчука, методы подсчета, основанные на классификации пород по качеству коллектора, методы подсчета на основе геолого-статистических разрезов.

4. Блок сравнения, анализа, выбора альтернатив, в том числе при помощи алгоритма теории нечетких множеств.

5. Оценка результатов экспертами.

Разработанные способ и методика кроме главной цели, – оценки запасов, позволяют решать следующие задачи:

- корректировать результаты газодинамического моделирования по работающим газонасыщенным толщинам в интервале перфорации;

- оценивать степень выработки запасов газа из различных частей разреза залежи;

- прогнозировать эффективность работы скважин;

- намечать приоритетные объекты перфорации разреза скважин с целью повышения производительности.

Пятая глава посвящена созданию геолого-промысловых основ рациональной разработки сеноманских газовых залежей в Западной Сибири.

При анализе отработки разрезов эксплуатационных скважин автором использовались такие характеристики, как положение начального и текущего ГВК, расстояние от ГВК до нижней границы интервала перфорации, эффективная пористость пластов, залегающих над ГВК, общая толщина и количество пластов над ГВК, суммарные линейные запасы газа, подъем контакта на единицу падения давления и другие.

Контроль над разработкой газовых месторождений включает широкий круг задач, в решении которых методам промысловой геофизики отводится ведущая роль. К таким задачам относятся: оценка распределения объемов газа и воды по площади и разрезу залежи, изучение процессов, происходящих при внедрении подошвенных и краевых вод в газовую залежь, анализ динамики текущей газонасыщенности, определение технического состояния эксплуатационных и наблюдательных скважин.

Уникальные сеноманские залежи газа на севере Западной Сибири эксплуатируются в условиях активного проявления упруго - водонапорного режима. Этот факт предопределяет необходимость систематического контроля над внедрением подошвенных вод в газовую часть залежи. Первые признаки проявления упруговодонапорного режима на месторождениях были отмечены уже на 3-4 год после ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим изучение, анализ и прогнозирование обводнения залежи на основе геолого-промысловой информации, особенно на заключительной стадии разработки является актуальной задачей.

Геолого-геофизический контроль над обводнением скважин позволяет не только уточнить выбранную гидродинамическую модель залежи, но и принимать оперативные решения по регулированию разработки месторождения, своевременно внедрять мероприятия, направленные на повышение коэффициентов газоотдачи пластов.

Первые замеры методом нейтронного гамма-каротажа (НГК) на Медвежьем месторождении были проведены в 1974 г., т.е. практически в начале разработки месторождения. За истекший период накоплен уникальный опыт по изучению и обобщению результатов обработки временных замеров НГК. Систематический контроль за изменением газонасыщенности продуктивной частим пласта, продвижением ГВК проводится в 47 скважинах.

Совокупность данных геофизических исследований по наблюдательным и добывающим скважинам, гидрохиманализа и геолого-промысловых материалов позволили построить карту подъема ГВК, наглядно демонстрирующую неравномерный подъем ГВК в различных частях газовой залежи Медвежьего месторождения, что связано с её сложным литологическим строением.

В условиях падающей добычи газа и интенсивного обводнения залежи актуальность приобретает оценка остаточной и конечной газонасыщенности в обводненном объеме, объема защемленного газа, а также динамика этих параметров и прогноз их на конец разработки. От точности определения этих величин зависит достоверность прогноза конечной газоотдачи и показателей разработки, особенно в заключительной стадии.

Для сеноманских отложений с участием автора была разработана методика оценки коэффициента газонасыщенности пластов-коллекторов по результатам электрического и радиоактивного каротажа. С целью геолого-промыслового анализа обводнения залежи все пласты были разделены на три группы в зависимости от начальных фильтрационно-емкостных свойств: группа IIIб - КГ>75% (здесь КГ – газонасыщенность), КП>33%; группа IIIа - 75КГ<56%, 33КП<28,5% и группа I+II - КГ 56%, КП28,5%.

Признаком обводнения коллекторов Медвежьего месторождения является снижение газонасыщенности до КГНГК40%. Первоначально этот предел был установлен по литературным данным, а в дальнейшем подтвержден практически. Так в 1986 г. при экспериментальных работах в «глухих» наблюдательных скважинах № 66 и № 68 в пластах с первоначальной газонасыщенностью (КГ=83-88%) и обводнившихся по результатам интерпретации ГИС (КГТЕК=35-38%) была проведена перфорация. При опробовании получена пластовая вода с небольшим количеством растворенного газа.

Результаты обработки данных геофизических исследований скважин, которые характеризуют динамику изменения газонасыщенности в обводненной зоне пласта, представлены на рисунках 3,4 и в таблице 1. Из приведенных графиков видно, что примерно через 4-6 лет после обводнения текущая газонасыщенность пласта увеличивается, причем тем заметнее, чем выше начальная газонасыщенность пласта.

Это явление связано, вероятно, с тем, что при определенной величине падения давления в пластах создаются условия, при которых происходит расширение остаточного газа в пласте. Можно предположить, что при определенных условиях в обводненных пластах энергии остаточного газа становится достаточно для оттеснения воды из эффективных пор.

Далее происходит переток газа вверх по пласту и затем, примерно через 7-8 лет текущая газонасыщенность пластов вновь уменьшается.

Подобное явление отмечается в коллекторах с KГ > 60 %, в то время как в породах с KГ < 60 % изменения газонасыщенности во времени практически не отмечается, что очевидно связано с небольшими перетоками объемов газа в пределах точности измерений. В этих породах отмечается равномерное снижение газонасыщенности во времени.

Группа III б 1,пл.68 Кгэк=82%; Кпот=37%; Кпэф=30%; литол.гр.IIIб 0,пл.78 Кгэк=89%; Кпот=40%; Кпэф=36%; литол.гр.IIIб 0,80 пл.80 Кгэк=78%; Кпот=35%; Кпэф=27%; литол.гр.IIIб 0,70 пл.84 Кгэк=79%; Кпот=35%; Кпэф=28%; литол.гр.IIIб 0,0,0,0,0,0,0,Кг Группа III а 1,пл.66 Кгэк 75%; Кпот 33%; Кпэф 25%; литол.гр. IIIа 0,пл.67 Кгэк 58%; Кпот 29%; Кпэф 17%; литол.гр. IIIа 0,пл.81 Кгэк 58%; Кпот 29%; Кпэф 17%; литол.гр. IIIа 0,пл.85 Кгэк 65%; Кпот 31%; Кэф 20%; литол.гр. IIIа 0,0,0,0,0,0,0,Кг Группа I+II 1,пл.63 Кгэк 55%; Кпот 29%; Кпэф 16%; литол.гр.I+II 0,пл.64 Кгэк 27%; Кпот 24%; Кпэф 7%; литол.гр.I+II 0,пл.72 Кгэк 46%; Кпот 27%; Кпэф 13%; литол.гр.I+II 0,пл.83 Кгэк 54%; Кпот 28%; Кпэф 15%; литол.гр.I+II 0,0,0,0,0,0,10 83 0,Рис. 3 - Медвежье месторождение. Скв. № 60.

Динамика изменения газонасыщенности в пластах обводненной зоны 191919191919191919191919191919191919191919202020202020202019191919191919191919191919191919191919191920202020202020201919191919191919191919191919191919191919192020202020202020г К нач нач Кг = 90% Кг = 90% нач нач г г К = 80% К = 80% нач нач г г К = 70% К = 70% нач нач Кг = 60% Кг = 60% нач нач г г К = 50% К = 50% 02468 02468 Время разработки, годы Время разработки, годы Рис. 4 – Изменение газонасыщенности обводненных пород различного петрофизического состава во времени Табл. 1 – Средневзвешенные коэффициенты текущей газонасыщенности пластов в обводненном разрезе Группа пластов-коллекторов №№УКПГ IIIб IIIа I+II 1 38,96 27,88 17,2 - - 3 36,41 28,36 16,4 38,09 24,25 22,5 38,70 21,82 12,6 37,25 20,43 13,7 35,05 33,84 24,8 29,74 22,86 12,9 38,39 29,22 18,Южный купол 37,92 25,98 19,(УКПГ -1, 2, 3, 4) Центральная часть 36,34 22,39 16,(УКПГ -5, 6, 7, 8) Ныдинский 39,12 29,65 18,купол Текущая газонасыщенность, % Текущая газонасыщенность, % (УКПГ -9) Зона отбора 38,00 26,16 17,Перифирия 37,99 24,80 22,По месторождению 38,00 25,87 18,в целом Средний коэффициент газонасыщенности 27,16% На основании проведенного исследования автором сделаны следующие выводы:

- относительная текущая газонасыщенность в обводненной зоне в целом снижается. Фактические замеренные значения текущей газонасыщенности существенно ниже принятых критических;

- величина текущей газонасыщенности сильно зависит от начальных ФЕС коллекторов;

- средний коэффициент остаточной газонасыщенности по месторождению в обводненной зоне составляет 27 %, в том числе по группам коллекторов: IIIб – 38 %, IIIa – 25 %, I+II – 18 %;

- темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп не одинаков. Он гораздо выше в пластах с высокими ФЕС;

- в процессе добычи газа в пластах обводненной зоны наблюдается увеличение газонасыщенности, связанное с расширением газа в порах, вызванном падением давления в обводненном объеме залежи.

Широкие возможности повышения эффективности контроля и управления разработкой месторождений представляет использование комплексных параметров, позволяющих существенно повысить достоверность принятия решений. Такими параметрами, в разработанной при непосредственном участии автора технологии, эк являются коэффициенты газонасыщенности KГ, определяемые электрическими методами по продуктивной части пласта в призабойной зоне скважин нгк непосредственно после бурения, начальное состояние и K, определяемый Г радиоактивными методами (НГК) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны (измененная, подвергшаяся кольматации часть пласта). Очевидно, что пласты с более высокими коллекторскими свойствами имеют большую вероятность вступить в работу, т.е.

ЭК К Г Pэк =, (2) К Г max нгк Аналогично, чем меньше кольматация, т.е. чем больше значение KГ, тем выше вероятность вступления пласта в работу НГК КГ PНГК =, (3) КГ max Из выражений (2) и (3) видно, что Pэк и Pнгк могут принимать значения от нуля до единицы.

Известно, что общая вероятность наступления двух и более событий равна произведению их вероятностей, или для рассматриваемого случая:

ЭК НГК КГ КГ Робщ = РЭК РНГК = КГ КГ max max (4) Общая вероятность Робщ. пропорциональна произведению коэффи-циентов газонасыщенности, определенных по ЭК и НТК, что дает возможность назвать эту вероятность комплексным геофизическим параметром ПГ Учитывая, что на месторождении Медвежье KГmax.= 0,9, выражение (4) примет вид:

ЭК НГК ПГ = РЭК РНГК = 1,232К К. (5) Г Г Таким образом, параметр ПГ характеризует вероятность вступления пласта в работу в зависимости от его начальных свойств и состояния прискважинной зоны, определяемых по промыслово-геофизическим данным.

Для определения ПГ составлены интегральные распределения для двух классов коллекторов, отдающих и не отдающих газ в скважину по данным расходометрии.

Каждое распределение, выражает связь между накопленной по мощности частотой встречи объектов hнак Ф = (6) Нобщ и значениями параметра ПГ, где hнак – накопленная толщина работающих или не работающих пластов по соответствующим классам; Hобщ - суммарная толщина по каждому классу. Точка пересечения кривых интегральных распределений двух КР классов определяет критическое значение ПГ, характеризующее границу между пластами, отдающими и не отдающими газ в скважину. В таблице 2 приведены КР значения ПГ по всем зонам УКПГ месторождения Медвежье, а на рисунке показаны интегральные распределения параметра ПГ.

Таблица 2 – Критические значения параметра УКПГ 1 2 3 4 5 6 7 8 9НК ЦЧ ЮК М ПГКР 0,68 0,42 0,75 0,65 0,70 0,60 0,60 0,62 0,60 0,60 0,63 0,Примечания: НК - Ныдинский купол; ЦЧ - центральная часть;

ЮК - южный купол; М – месторождение в целом h /H h /H НАК общ НАК общ 1,0 1,а) б) 0,5 0,1 0,63 0,00,5 1,0 00,5 1,П П Г Г h /H h /H НАК общ НАК общ 1,0 1,в) г) 0,5 0,0,60 0,П 0 0,5 1,0 0 0,5 1,0 П Г Г Рис. 5 Интегральные распределения геофизического параметра ПГ по перфорированным интервалам:1 – работающие интервалы;

2 – неработающие интервалы; а – южный купол; б – центральная часть;

в – ныдинский купол; г – сводная по месторождению Разработка защищена авторским свидетельством на изобретение (АС № 162224).

Использование методики на Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях позволило увеличить дебит скважин в среднем на 40 %.

Важнейшее значение при управлении разработкой газовых месторождений имеет оценка распределения пластового давления по горизонтали и вертикали, характеризующего степень вовлечения в разработку и равномерность отработки запасов.

Для оценки среднего пластового давления в зоне дефицита скважин автором было использовано приближенное равенство средневзвешенного квадрата давления в пласте квадрату средневзвешенного пластового давления (Р2) [РСР] (7) СР Как известно, уравнение фильтрации газа в пористой среде с переменным сечением может быть записано в виде 2mµсрL f ()P = f ()P (8) KсрZср t где m - пористость; µ - вязкость; Kср, Zср - средние по зоне дренирования значения коэффициентов проницаемости и сверхсжимаемости; L - расстояние от контура до х центра отбора газа; = - относительная координата; f ()- функция, описывающая L закон изменения формы сечения пласта-коллектора, которая в общем виде может быть записана f ()= (1- ) (9) 2m µср L2 P Обозначим = M (10) Kср Zср t Тогда с учетом (8) имеем P M (1- ) = (1- ), (11) а после несложных преобразований:

2 2 P P M = - , (12) 2 1- которое решим при граничных условиях:

P = 0 при =1; P = PS при = * где PS - средневзвешенное по объему пластовое давление в зоне отбора; * - относительная координата границы зоны отбора.

Окончательно закон распределения пластовых давлений в среднем поперечном разрезе дренируемого пласта-коллектора имеет вид:

2 M M 2 P () = P + (1- (1- *) (13) S 2( +1) ) - 2( +1) Используя (7), можно записать P() = P () С учетом (11) 1 2 2 1 M (1- *) M(1- *) P() = (14) S P ()d = P + 6( +1) 1- 2( +1) * Приравнивая правые части уравнений (13) и (14), имеем ~ 1- * =1- (15) ~ где - относительная координата точки пласта, соответствующая среднему значению пластового давления в зоне дренирования.

Тогда ~ P(,t)= PS2(t)+ M (1- *). (16) Тогда средневзвешенное пластовое давление определяется в момент времени из выражения V ~ PS + P ~ VS P = (17) V 1+ VS где PS - осредненное пластовое давление в зоне отбора; VS - объем зоны отбора;

~ P() - среднее значение пластового давления в зоне дренирования; V - объем зоны дренирования.

Данный алгоритм был использован на месторождении Медвежье, что позволило значительно повысить достоверность подсчета запасов газа методом материального баланса.

Ещё одной серьезной проблемой, оказывающей влияние на проектирование и управление разработкой газовых месторождений, является отсутствие строгого определения конечного коэффициента газоотдачи KГ. В нефтяной промышленности коэффициент нефтеотдачи K – это решенная проблема. K рассчитываются и утверждаются на стадии подсчета запасов, корректируются в технологических схемах разработки месторождений. Коэффициент нефтеотдачи – это важнейший техникоэкономический показатель. Для нефтяных месторождений так же решен вопрос по предельному промышленному дебиту отдельной скважины, рассчитываемому по эксплуатационным затратам. Для месторождений газа при утверждении подсчёта запасов ГКЗ коэффициент газоотдачи ( KГ ) не рассматривается и предварительно не утверждается. Таким образом, KГ для месторождений газа по настоящее время считается равным 1, что соответствует 100 %-ному извлечению запасов. Безусловно, что это не так, KГ как и K не равен 1, требует строгого определения и н контролируется следующими основными критериями:

- геологическим строением месторождения и активностью водоносного бассейна;

- продуктивными характеристиками залежи и режима её разработки;

- системой обустройства и временем эксплуатации;

- экономическими показателями эксплуатации месторождения и транспортировка продукции и конъюнктурой рынка и т.д.

Для газовых залежей сеноманского продуктивного комплекса рассчитанный коэффициент газоотдачи колеблется в пределах 89-92 %, для апт-альбских залежей – 75-85 %, для неоком-юрских – 65-75 %.

В проектах разработки по газовым месторождениям коэффициент газоотдачи оценивается как технологический показатель на определенное замыкающее давление в технологической цепочке эксплуатации месторождения. Это могут быть давления пластовые, средние устьевые эксплуатационного фонда скважин, давления входа на газовом промысле.

Для сеноманских залежей критериями рентабельной добычи газа служат величина текущего дебита и устьевого давления. Предварительные технико-экономические оценки показывают, что при снижении устьевых давлений в добывающих скважинах ниже 1 МПа их эксплуатация с применением традиционных технологий подготовки и транспорта газа становится не рентабельной. С этих позиций автором рассмотрено состояние разработки основных длительно эксплуатируемых сеноманских залежей.

В настоящее время технически возможна добыча газа до определенного давления, в частности одной атмосферы на устье скважин или даже ниже, однако есть предел экономической целесообразности производства.

Таким образом, коэффициент газоотдачи газовых месторождений является геологоэкономическим параметром, требующим отдельного исследования, апробации и утверждения методики расчета. Он может быть как строго определенным, так и плавающим в зависимости от налоговой составляющей и конъюнктуры рынка.

Внедрение предлагаемых автором, в шестой главе, новых геолого-технологических решений позволит увеличить проектный конечный коэффициент газоотдачи на 1,56,0 % в зависимости от геологического строения залежи, применяемых технологий, изменения налоговой нагрузки.

Шестая глава посвящена созданию геолого-промысловых технологий рациональной разработки газовых и конденсатных месторождений.

Постановка задачи создания геологических промысловых технологий определяется объектом разработки: месторождением, залежью и структурой, содержащихся в них запасах газа, технико-технологическими и экономическими критериями. С целью конкретизации этапов и возможной системы эксплуатации месторождений автором разработана классификация запасов природного газа, основанная на энергетическом состоянии залежей (рисунок 6).

Рис. 6 – Классификация запасов газа по возможностям добычи Геологические запасы – это суммарные запасы залежи, месторождения всех категорий, разведанных и подсчитанных на определенную дату.

Извлекаемые запасы – это запасы, которые можно извлечь согласно проектам разработки при полном и рациональном использовании современной техники и технологии в действующих экономических условиях производства.

Остаточные запасы – это запасы, остающиеся в пласте после завершения проектного срока разработки месторождения при полном и рациональном использовании современной техники и технологий, добыча которых, в действующих экономических условиях не рентабельна. Часть из них может быть извлечена при изменении технико-экономических условий производства. (Применение нетрадиционной техники и технологий извлечения и использования газа, снижение себестоимости и налоговой составляющей, изменение цены на продукцию). По своей сути, выработка остаточных запасов – есть повышение коэффициента конечной газоотдачи месторождения.

Вероятно (потенциально) извлекаемые запасы – это промышленные динамические запасы, составляющие часть остаточных запасов, разработка которых может быть рентабельна при изменении технико-экономических условий производства. Эти запасы приурочены к газовой и обводнившейся частям продуктивного пласта.

Условно извлекаемые запасы – это защемлённые, не способные к фильтрации запасы, составляющие часть остаточных, промышленная разработка которых возможна при механическом или физико-химическом воздействии на пласт. Запасы приурочены к обводнившейся части продуктивного пласта.

Неизвлекаемые запасы – это запасы, составляющие часть остаточных, разработка которых технически и технологически не возможна.

Трудноизвлекаемые запасы – это начальные или текущие запасы месторождений, разработка которых, в настоящее время по геолого-технологическим либо экономическим причинам, не рентабельна. Но она может стать рентабельна в будущем. Для сеноманских залежей она наступает при отборе газа 75–80 % от начальных запасов. Трудноизвлекаемые запасы – это суть природных, технических и экономических факторов.

Низконапорный газ - это газ, добыча которого осуществляется с помощью компремирования.

Таким образом, запасы газа могут быть низконапорными по своей природе (изначально), либо стать таковыми на определенном этапе разработки месторождения.

По окончанию поисково-разведочных работ на стадии подсчета запасов предварительно оценивается рентабельность выработки запасов природного сырья.

Далее на стадии проектирования разработки и обустройства месторождений рассчитывается рентабельность эксплуатации месторождений и каждой залежи отдельно.

Случаи подготовленных к эксплуатации нерентабельных залежей встречаются на практике довольно часто. К ним могут относиться залежи газа и газоконденсата:

- с глубокопогруженными продуктивными пластами с малыми (первые метры) толщинами и небольшими запасами;

- с малыми (до 10-15 м) толщинами продуктивного пласта подстилающегося водой (водоплавающие залежи).

Такие залежи встречаются практически на всех многопластовых месторождениях.

Предлагаемая автором технология позволяет, используя особенности геологического строения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, перевести запасы из нерентабельных или низкорентабельных в рентабельные для разработки.

Сущность её заключается в перепуске газа нижних продуктивных пластов с высоким пластовым давлением в интервал ГВК верхних объектов с равномерным охватом всей плоскости залежи. В качестве интервала перепуска газа выбирают в области ГВК верхнего объекта наиболее проницаемые пропластки. Объем перепусков газа по каждой скважине регулируют поддержанием необходимого давления в перепускной скважине на глубине перепуска газа с помощью регулятора расхода и определяют его значение по формуле h K (Pc2 - P2), Q = (18) R Pст h Rc где K,h - соответственно проницаемость и толщина интервала верхнего основного объекта разработки, в который осуществляется перепуск газа; - вязкость перепускного газа; R, Rc - соответственно, половина расстояния между соседними перепускными скважинами и их радиус; Pст, Pc, P - соответственно, атмосферное давление, регулируемое давление в перепускной скважине на глубине перепуска газа и пластовое давление в верхнем основном объекте в интервале перепуска.

Количество перепускных скважин определяется так, чтобы пластовое давление в верхнем основном объекте в интервале перепуска в области ГВК не снижалось.

Необходимо поддерживать равенство объемов добываемого газа и перепускного, тогда максимальное количество перепускных скважин определяется делением объема добычи газа (QГ ) на дебит перепуска по одной перепускной скважине ( q ).

r = QГ / q (19) В качестве перепускных используются скважины ранее пробуренного разведочного фонда или специально пробуренные. Ствол скважины оборудуется колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) с подземным оборудованием (пакера) (рисунок 7).

При этом вырабатываются запасы нерентабельных или низкорентабельных залежей. По основному эксплуатационному объекту увеличивается период безкомпрессорной эксплуатации, увеличивается коэффициент газоотдачи за счет продления периода постоянной добычи и безводной эксплуатации скважин, экономятся значительные капитальные вложения на обустройство. Защищено патентом на изобретение (Патент РФ № 2034131).

К существенным следует отнести так же и проблему доразработки газовых залежей сеномана вследствие уникальных по своим объемам запасов газа остающихся в пласте по окончанию определенного проектом периода разработки. Проектные коэффициенты конечной газоотдачи сеноманских газовых залежей колеблется в пределах 90-92 %.

12 IV ГВК III ГВК ГВК II ГВК ГВК I ГВК Условные обозначения:

ГВК 1 - скважина эксплуатационная Песчанник 2 - скважина эксплуатационная - перепуск 3 - НКТ (насосно-компрессорная труба) Глины 4 - клапан-регулятор Вода 5 - циркуляционный клапан 6 - пакер Интервалы перфорации Потоки газа 7 - устройство замерное I, II, III - Определенные для перепуска, не рентабельные при прямой разработке залежи газа и газового конденсата IV - Основная разрабатываемая залежь Рис. 7 - Технология разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений Сеноманские газовые залежи работают в условиях проявления упруговодонапорного режима. С одной стороны это отрицательный фактор, который приводит к обводнению скважин и снижению их производительности. С другой - компенсация потерь пластового давления за счет внедрения пластовой воды частично решает проблему увеличения добычи газа в единицу времени, т.е. способствует интенсификации выработки залежи. Это же фактор при применении предлагаемых автором технологий позволяет обеспечить рентабельность добычи газа по окончанию утвержденной проектом промышленной разработки месторождения и таким образом значительно снизить объем остаточного трудноизвлекаемого газа.

Прогноз динамики остаточных запасов газа по основным разрабатываемым сеноманским газовым залежам приведен в таблице 3. Как следует из таблицы, к 2010 г. будет всего два месторождения с остаточными запасами газа менее 20 % от начальных. К 2020 г. их число увеличится до трех, а к 2030 г. – до восьми. Причем на четырех месторождениях закончится период рентабельной эксплуатации.

Табл. 3 - Динамика остаточных запасов газа по основным сеноманским залежам (в % от начальных) Месторождение Годы Медве Юбилей ЯмсоВынгапу КомсомоЗападно- Урен- Ямбург- Заполяр жье ное вейскоеровское льское Таркосал. гойское ское ное 2010 16,8 49,1 54,2 20,7 36,8 42,3 27,6 37,3 77,2015 13,0 24,1 35,5 19,5 23,7 30,3 23,5 31,2 59,2020 11,0 14,4 22,0 15,9 21,0 20,7 25,2 41,2025 13,3 11,4 15,3 18,7 20,6 28,2030 8,2 17,2 17,3 20,Наибольшее снижение пластового и устьевого давлений газа отмечается на Медвежьем и Вынгапуровском месторождениях, введенных в разработку в 1972 и 1978 годах, соответственно.

Энергетическое состояние разрабатываемых сеноманских залежей представлено в таблице 4.

Табл. 4 – Энергетические состояния основных разрабатываемых месторождений (на 01.06.2008 г.) Месторождение Рпл.нач., МПа Рпл.тек., Руст.тек., МПа МПа Вынгапуровское 9.93 2.12 1.Медвежье 11.34 3.09 2.Уренгойское 11.85 5.09 3.Ямбургское 11.39 5.09 3.Комсомольское 9.61 6.36 5.Ямсовейское 9.71 8.16 7.Западно-Таркосалинское 10.98 8.6 7.Юбилейное 11.1 8.39 7.По мнению автора, разработка газовых месторождений после достижения определенных проектом конечных коэффициентов газоотдачи, (для сеноманских газовых залежей это 90-92 %) возможна при постоянном пластовом давлении, а именно при поддержании его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна (внедрения пластовых вод в газонасыщенную часть пласта). При этом обеспечивается дополнительная добыча, значительно усложняются условия эксплуатации скважин, шлейфов, технологического оборудования (количество эксплуатационных скважин составит 45-50 % от начального фонда, дебиты снизятся до 50-80 тыс. м3/сут., существенно уменьшится величина газонасыщенной мощности пласта).

Автором предложены новые методы разработки, основанные на использовании энергетического состояния объекта:

1. Эксплуатация месторождения на режиме постоянных пластовых давлений;

2. Импульсно–волновой режим эксплуатации месторождения или группы месторождений. Защищено патентом на изобретение (Патент РФ № 2002690).

Технология № 1. Идея заключается в том, чтобы на заключительной стадии разработки при достижении коэффициентов газоотдачи 70-90 % установить такой режим отбора газа, который бы соответствовал постоянному темпу компенсации потерь давления в системе «пласт-скважина-газосборные сети-УКПГ», постоянному пластовому давлению, поддержанию его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна (при достаточно интенсивном внедрении пластовых вод в продуктивную часть). При этом количество действующих скважин составит 45-50 % от начального эксплуатационного фонда, в 2-5 раз снижаются дебиты, снижается мощность продуктивного пласта, осложняются условия эксплуатации, как скважин, так и газосборной сети.

В таблице 5 приведен пример расчета дополнительной добычи газа на Вынгапуровском месторождении за счет оптимизации режима работы залежи.

Табл. 5 - Расчет дополнительной добычи газа на Вынгапуровском месторождении (на 01.06.2008 г.) Годовая Фонд Дебит Устьевое Пластовое Процент Годы добыча, скважин, скважины давление, давление, обводнения, разработки млрд.м3 шт тыс.м3/сут МПа МПа % 2016 0,28 11 71,2 0,91 1,1 61,2017 0,25 10 69,9 0,91 1,1 62,2018 0,23 8 69,9 0,91 1,1 62,2019 0,18 7 71,9 0,90 1,1 62,2020 0,15 6 69,9 0,90 1,1 62,2021 0,15 6 69,9 0,89 1,1 63,2022 0,15 6 69,9 0,89 1,1 63,2023 0,15 6 69,9 0,89 1,1 63,2024 0,12 5 67,1 0,89 1,1 63,2025 0,12 5 67,1 0,89 1,1 64,В качестве критерия оптимизации принято сохранение пластового давления 1,1 МПа за пределами 2015 г. (проектный срок окончания разработки).

Предложенный подход позволит за десять лет эксплуатации дополнительно добыть 1,75 млрд. м3 природного газа при практическом сохранении режима работы УКПГ и ДКС.

Технология № 2. Эксплуатация месторождения по второй технологии предусматривает остановку добывающих скважин при достижении пластового давления 1,2-1,6 МПа.

Внедрение пластовой воды обеспечит повышение давления в залежи, т.к. остановка скважин не оказывает влияния на темп продвижения ГВК. При повышении пластового давления до расчетной величины скважина запускается в эксплуатацию.

Далее цикл повторяется. Импульсно-волновая технология применима для эксплуатации одного или нескольких месторождений с идентичными эксплуатационными показателями.

Технологические расчеты, проведенные по Медвежьему месторождению показали возможность продолжения экономически рентабельной разработки вплоть до 2040 г.

При этом годовая добыча будет колебаться от 2,8 до 4,0 млрд.м3/год в зависимости от эффективности применяемой технологии и динамики внедрения пластовой воды.

Таким образом, принимая во внимание ожидаемые значительные объемы остаточного газа (3-5 трлн. м3), вышеописанные технологии позволяют решать важные научно-технические задачи:

1. Повышение эффективности выработки остаточных запасов из газовой части пласта в условиях резко понизившегося пластового давления.

2. Извлечение защемленного газа из обводненной части пластов.

Возможность реализации предлагаемых технологий подтверждается фактическими материалами по остановкам промыслов (таблица 6).

Табл. 6 - Восстановление пластовых давлений замеренных при остановках газовых промыслов Медвежьего месторождения Срок остановки, Увеличение пластового №№ УКПГ сутки давления, МПа 1 78 0,02 64 0,15 82 0,16 72 0,17 220 0,27 172 0,2Решение целого ряда научных и геолого-технологических задач в области разработки месторождений открывают широкие возможности для организации добычи углеводородов.

Более, чем 30 летний период освоения месторождений Надым-Пур-Тазовского региона осуществляется по "топливному" сценарию и характеризуется экстенсивной добычей газа сеноманских залежей и весьма примитивной технологией для подготовки газа конденсатосодержащих нижнемеловых отложений, в результате которой ценные компоненты (около 60 % пропан-бутанов и до 90 % этана от потенциала) остаются в газе, поступающем в систему магистральных газопроводов.

Неизученной до сих пор остается проблема освоения залежей углеводородов газсалинской свиты, залегающей на небольшой глубине над сеноманскими отложениями. Суммарная величина их запасов до сих пор не оценена. Эти залежи с запасами более 500 млрд. м3 природного газа выявлены и разведаны на Харампурском месторождении. Проблема в том, что продуктивные отложения газсалинской свиты характеризуются низкой продуктивностью, низким пластовым давлением и требуют применения новых технологий для их освоения.

Своего решения требует задача более полного использования попутного нефтяного газа. Из извлекаемого сегодня при добыче нефти попутного газа утилизируется всего 60 %.

При существующих ценовых и налоговых условиях и достигнутом техническом и технологическом уровнях по сеноманским залежам могут остаться неизвлеченными значительные объемы остаточного газа, в сумме сопоставимые с запасами уникальных месторождений.

Использование остаточного газа в качестве топлива для энергетического комплекса Ямало-Ненецкого округа, даст возможность ежегодно утилизировать до 1 млрд. мили на ближайшие 50 лет – до 50 млрд. м3, т.е. всего лишь 1,5 –2,0 % от ресурсов.

Реальное использование остальных объемов ресурсов возможно с внедрением технологий переработки, получения конечного продукта из природных газов.

По мнению автора, только на основе нетривиальных организационно-технических и правовых решений, не характерных для сложившейся практики региона, можно обеспечить дополнительный импульс его развитию, используя возможные основные направления утилизации природного газа нерентабельного для дальнего транспорта:

(1) компремирование на близкие и средние расстояния и распределение через сети низкого давления в условиях приближенности районов добычи к центрам потребления; (2) дообустройство месторождений, формирование пунктов сбора и компремирование до трубопроводных систем высокого давления; (3) в качестве буферного газа при переводе месторождения в режим подземного хранилища газа (ПХГ), либо месторождения – регулятора; (4) в качестве сырья для газопереработки в районе промысла и производства сжиженных природных газов (СПГ), моторных топлив; (5) в качестве сырья для газохимии в районе промысла, производства метанола и др.; (6) в качестве энергоносителя для местной и региональной энергетики с созданием генерирующих мощностей в районе промысла либо на незначительном удалении от него.

В седьмой главе дана геолого-экономическая оценка ресурсов газа и конденсата глубокопогруженных горизонтов северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Основой выполнения работы по вероятностной оценке величины и структуры ресурсов глубоко погруженных горизонтов северных районов ЗСНГП послужили результаты количественной оценки, уточненные с учетом изменения структуры выявленных запасов. В качестве базового метода оценки величины ресурсов газа использовался объемно-балансовый метод, предложенный М.С. Напольским и развитый М.С. Моделевским.

По мнению автора, долгосрочная программа недропользования глубоко залегающих горизонтов нижнего мела и юры севера ЗСНГП, рассчитанная на период 2010 – 2015 гг. и перспективу до 2030 г. Программа должна решать три задачи 1) региональные и поисково-оценочные работы с целью выявления скоплений нефти и природного газа в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела за счет средств федерального бюджета 2) геологическое изучение недр, выявление и подготовка запасов нефти, газа и конденсата в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела на распределенном фонде недр за счет средств недропользователей;

3) подготовка и ввод в разработку уже разведанных залежей углеводородов.

Основные итоговые финансово-производственные показатели освоения ресурсов глубокопогруженных горизонтов севера ЗСНГП приведены в таблице 7.

Табл. 7 - Основные итоговые финансово-производственные показатели освоения ресурсов глубокопогруженных горизонтов севера Западной Сибири нефтегазоносной провинции Показатель Всего Добыча конденсата, млн т 194,Добыча газа, млрд м3 1 151,Выручка, млн руб. 6 785 2Капитальные вложения, млн руб. 273 3Эксплуатационные затраты, млн руб. 927 2Налоги, млн руб. 2 128 9Чистая прибыль, млн руб. 3 729 0CCF, млн руб. 3 699 2NPV (при ставке дисконтирования 15%), млн руб. 576 7IRR, % Срок окупаемость с учётом дисконтирования, лет Срок окупаемость без учёта дисконтирования, лет Индекс рентабельности 4,Экономическая оценка освоения севера ЗСНГП и создания на его базе газохимического комплекса указывает на высокую коммерческую и бюджетную эффективность его реализации. Эффективность оценивалась с использованием системы показателей, отражающих деятельность предприятия применительно к условиям рыночной экономики. В период до 2030 года выручка от освоения ресурсов газа Уренгойского нефтегазоносного района составит 6,8 трлн. руб., в том числе за счёт реализации этилена – 1,1 трлн. руб., пропан-бутановой смеси – 1,4 трлн. руб.

Накопленная чистая прибыль до 2030 года составит 3,7 трлн. руб., NPV – 576 млрд. руб., IRR – 64 %, срок окупаемости с учётом дисконтирования – 5 лет, без учёта дисконтирования – 4 года. Налоговые поступления в федеральный бюджет составят 1,1 трлн. руб., в региональный бюджет – 0,92 трлн. руб., в местный бюджет 107 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ 1. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция в ближайшей и долгосрочной перспективе остается важнейшим источником углеводородного сырья для Российской Федерации, ближнего и дальнего зарубежья. При этом значительная часть высокопродуктивных залежей уже выработана, в связи с чем возрастает актуальность освоения новых труднодоступных районов и совершенствования вторичных методов добычи на разрабатываемых месторождениях.

2. Особое внимание следует уделять остаточным запасам газа в рассматриваемом регионе, которые по своим объемам сопоставимы с начальными запасами отдельных нефтегазоносных провинций России.

3. Необходимость дифференциации запасов напрямую связана с проблемой оптимизации разработки. С участием автора создана методология и принципиальная схема технологического процесса подсчета запасов с оценкой степени и качества изученности залежи, которая применяется при решении проблемы выбора эффективного варианта.

4. Сеноманские газовые залежи работают в условиях активного внедрения пластовых вод в продуктивный пласт, вследствие чего разработка и внедрение эффективных геолого-геофизических методов исследований имеет приоритетное значение для принятия управленческих решений.

5. Промыслово-геологический контроль за разработкой газовых месторождений включает широкий круг задач, в решении которых методам промысловой геофизики отводится ведущая роль. К таким задачам относятся: оценка распределения объемов газа и воды по площади и высоте залежи, изучение процессов, происходящих при внедрении подошвенных и краевых вод в газовую залежь, определение коэффициентов газоотдачи пластов, изменения газонасыщенности по времени, определение технического состояния эксплуатационных скважин.

6. В условиях падающей добычи, интенсивного обводнения залежи актуальность приобретает оценка остаточной и конечной газонасыщенности в обводненном объеме, объема защемленного газа, а также динамика этих параметров и прогноз их в процессе разработки. На основании проведенного исследования изменения газонасыщенности пластов-коллекторов в обводненной зоне автором сформулированы следующие положения:

- величина текущей газонасыщенности сильно зависит от начальных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;

- средний коэффициент остаточной газонасыщенности сеноманских коллекторов в обводненной зоне составляет 27 %, в том числе по группам коллекторов: IIIб – 38 %, IIIa – 25 %, I+II – 18 %;

- темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп не одинаков. Он гораздо выше в пластах с высокими ФЕС;

- в процессе добычи газа в пластах обводненной зоны наблюдается увеличение газонасыщенности, очевидно связанное с расширением газа в порах, вызванным падением давления в обводненном объеме залежи.

7. По мнению автора, разработка газовых месторождений после достижения газоотдачи 88-92 % возможна при постоянном пластовом давлении, поддержании его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна. При этом значительно усложняются условия эксплуатации скважин, шлейфов, - количество эксплуатационных скважин составит 45-50% от начального фонда, дебиты снизятся до 50-80 тыс. м3/сут., толщина газоотдающих интервалов уменьшится до 5-10 метров.

8. Критериями рентабельной добычи газа из сеноманских залежей служат величина текущего дебита и устьевого давления. Предварительные технико-экономические оценки показывают, что при снижении устьевых давлений в добывающих скважинах ниже 1 МПа их эксплуатация с применением традиционных технологий подготовки и транспорта газа становится не рентабельной.

9. Практически не затронуты разработкой запасы газа нижних горизонтов, содержащих такой ценный вид углеводородного сырья как газовый конденсат. В настоящее время доля так называемого «жирного» конденсатосодержащего газа составляет около 10 %. По авторским оценкам уже к 2020 году из глубоких горизонтов будет добываться более 50 % всего газа. Соответственно ожидается наращивание добычи газового конденсата до 30-35 млн. т., должны быть подготовлены производственные мощности по переработке и транспортировке и этого ценного сырья.

10. Необходима долгосрочная программа недропользования в глубоко залегающих горизонтах нижнего мела и юры рассматриваемой территории призванная обеспечить:

- региональные и поисково-оценочные работы с целью выявления скоплений нефти и природного газа в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела за счет средств федерального бюджета;

- геологическое изучение недр, выявление и подготовку запасов нефти, газа и конденсата в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела на распределенном фонде недр за счет средств недропользователей;

- подготовку и ввод в разработку уже разведанных залежей углеводородов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ТРУДАХ:

Издания, рекомендованные ВАК РФ для публикации материалов докторских диссертаций:

1. Облеков Г.И. Месторождение Медвежье – технология диагностики и эксплуатации скважин / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов, М.Н. Середа // Газовая промышленность. – 1989. - № 11. - С. 28-29.

2. Облеков Г.И. Прогнозирование разработки газовых залежей / Г.И. Облеков, Б.М. Палатник, И.С. Закиров И.С. // Газовая промышленность. – 1989. - № 3. - С. 3740.

3. Облеков Г.И. Технология выбора интервалов дополнительной перфорации скважин / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.А. Туголуков // Газовая промышленность. – 1990. - №1. - С. 48-50.

4. Назаров С.И. Система индексации твердых механических примесей "Импульс2" / С.И. Назаров, Г.И. Облеков, З.Н. Лаготский // Газовая промышленность. – 1990. - № 5. - С. 30.

5. Гусейнов Ф.А. Влияние качества промывочной жидкости на дебит газовой скважины / Ф.А. Гусейнов, Г.И. Облеков, О.Г. Иваш, В.Г. Румянцев // Газовая промышленность. – 1990. - № 4. - С. 45-48.

6. Облеков Г.И. Технология подсчета и дифференциации запасов газа / Г.И. Облеков, А.Н. Кирсанов, Ю.Г. Тер-Саакян, И.С. Гутман, А.И. Райкевич, Н.Н. Кирсанов, И.Е. Якимов // Совм. номер: Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 5;

Газовая промышленность. – 1992. - № 5. - С. 61-63.

7. Маслов В.Н. Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений Тюменской области / В.Н. Маслов, Г.И. Облеков, Г.А. Ланчаков, Г.П. Ставкин // Экспресс-информация: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. – 1995. - № 78. - С. 17-22.

8. Кононов В.В. Метод контроля за выработкой запасов газа / В.В. Кононов, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов, И.М. Чупова // Газовая промышленность. – 1999. - №5. - С. 34-35.

9. Кононов В.И. Новые технологии разработки многопластовых залежей / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, В.В. Ремезов // Газовая промышленность. - 2000. - № 8. - С.31-33.

10. Журавлев Е.Г. Гипергенная газовая формация фундамента Новопортовского месторождения / Е.Г. Журавлев, Г.И. Облеков // Геология нефти и газа. - 2000. -№ 5. - С.39-43.

11. Облеков Г.И. Новые технологии разработки газовых месторождений Крайнего Севера / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, В.И. Кононов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Н. Гордеев, И.М. Чупова, А.Н. Харитонов // Газовая промышленность. - 2001. – июль. - С.26-29.

12. Облеков Г.И. Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части Медвежьей площади / Г.И. Облеков, В.Л. Бондарев, М.Ю. Миротворский // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 1. - С.53-64.

13. Облеков Г.И. Перспективы развития добычи углеводородов в Надым-Пуровском регионе // Газовая промышленность. - 2006. – ноябрь. - С.48-49.

14. Облеков Г.И. Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования / Г.И. Облеков, А.Н. Харитонов, И.М. Чупова, Ю.А. Архипов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С.13-14.

15. Облеков Г.И. Опыт применения ресурсосберегающих технологий газодинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, А.И. Березняков, А.Н. Харитонов, В.А. Гугняков // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 21-22.

16. Нежданов А.А. Перспективы нефтегазоносности месторождения Медвежье / А.А. Нежданов, Г.И. Облеков, Н.А. Туренков, И.В. Косарев, Г.В. Магденко // Газовая промышленность. - 2007. – март. - С.20-21.

17. Облеков Г.И. Опыт промыслового и геологического изучения залежей углеводородного сырья Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности. – 2008. - № 10.

18. Облеков Г.И. Сырьевая база газовой промышленности ЯНАО // Наука и техника в газовой промышленности. – 2008. - № 10.

19. Облеков Г.И. Проблемы геологического изучения и разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности. – 2008. - № 11.

20. Облеков Г.И. Методология подсчета запасов углеводородного сырья // Наука и техника в газовой промышленности. – 2008. - № 11.

21. Облеков Г.И. Перспективы развития ресурсной базы Западной Сибири // Технологии нефти и газа. – 2008. - № 10.

Патенты на изобретения:

22. АС № 162224 Способ выделения газоотдающих интервалов / Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, О.М. Ермилов и др. – Опубл. 01.11.1990 г.

23. Пат. 1804549 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод / Г.И. Облеков, Р.А. Сологуб, Н.В. Михайлов, P.M. Минигулов, А.И. Березняков, М.С. Марчук (Россия).

– Опубл. 9.10.92.

24. Пат. 1922211 РФ. Способ и устройство для освоения газовых и газоконденсатных скважин / Г.И. Облеков, М.Н. Середа, В.В. Ремизов, В.М. Нелепченко, И.С. Немировский, В.Д. Дувинский. – Опубл. 16.09.93.

25. Пат. 2015309 РФ. Способ создания скважинного фильтра / Г.В. Тимашев, Г.И. Облеков, Р.Ш. Гайфулин, Л.Н. Федоров, Н.В. Михайлов. – Опубл. 30.06.94.

26. Пат. 2026966 РФ. Способ эксплуатации нефтегазовых скважин / Г.А. Ланчаков, Г.И. Облеков, М.Н. Середа, В.Н. Поляков, М.К. Тупысев, В.М. Нелепченко. – Опубл.

20.01.95.

27. Пат. 2034131 РФ. Способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, М.Н. Середа, Е.М. Нанивский, В.М. Нелепченко, М.К. Тупысев, Г.Г. Жиденко (Россия). –Опубл.

27.04.95.

28. Пат. 2070289 РФ. Способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин и устройство для его осуществления / М.Н. Середа, А.В. Баранов, Г.И. Облеков, И.С. Немировский, В.М. Нелепченко, В. А. Туголуков, Н.В. Михайлов. – Опубл. 10.12.96.

29. Пат. 2081311 РФ. Способ и устройство для газодинамических исследований скважин / М.Н. Середа, Г.И. Облеков, А.Н. Петров, Г.А. Ланчаков, В.М. Нелепченко, А.В. Баранов (Россия). – Опубл. 10.06.97.

30. Пат. 2091576 РФ. Измерительная линия и способ измерения газодинамических параметров / М.Н. Середа, А.В. Баранов, А.Н. Петров, Г.И. Облеков, Л.С. Чугунов, В.Е. Губяк, С.М. Трандин. – Опубл. 27.09.97.

31. Пат. 99125064 РФ. Способ разработки газового месторождения / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев, А.С. Харитонов (Россия).

– Опубл. 22.11.99.

32. Пат. 2162938 РФ. Способ газогидродинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, А.Н. Харитонов, В.Н. Гордеев (Россия). - Опубл. 10.02.2001.

33. Пат. 2202690 РФ. Способ разработки газового месторождения / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев, А.Н. Харитонов (Россия). - Опубл. 20.04.2003.

34. Пат. 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, В.Б. Поляков, А.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). - Опубл. 20.04.2003.

35. Пат. 2225500 РФ. Способ ликвидации скважин / А.В. Кустышев, Г.И. Облеков, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, Л.У. Чабаев (Россия). - Опубл.10.03.2004.

Монографии:

36. Ермаков В.И. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера: Монография / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков, P.M. Бембель, Е.Н. Ивакин, З.Д. Ханнанов. - М.: Недра, 1995. - 464 с.

37. Вяхирев Р.И. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера: Монография / Р.И. Вяхирев, А.М. Дмитриевский, Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, Л.С. Чугунов, А.И. Владимиров, А.Г. Агенбегян, Н.Л. Добрецов, И.И. Нестеров. – М.: Изд-во «Наука», 1997. – 352 с.

38. Зейгман Ю.В. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта: Монография / Ю.В. Зейгман, В.И. Васильев, Г.И. Облеков, В.М. Демин. - Уфа, 1998. - 228 с.

39. Облеков Г.И. Теория и практика создания экологического регламента на строительство газовых скважин на Ямале: Монография. - С-Пб, 2002. - 301 с.

Научно-технические обзоры:

40. Облеков Г.И. Методы контроля и управления разработки Медвежьего месторождения с целью повышения эффективности его эксплуатации / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, А.Г. Ананненков, В.В. Ремизов // Обзорная информ.

Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 1987.

- Вып. 4. – 68 с.

41. Облеков Г.И. Опыт и проблемы разработки месторождения Медвежье в период постоянной добычи / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, Ю.Г. ТерСаакян, В.В. Ремизов, В.Г. Румянцев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1989. -Вып. 2. - 37 с.

42. Облеков Г.И. Промыслово-геологический анализ разработки сеноманских залежей газа Тюменской области / Г.И. Облеков, А.Н. Кирсанов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Г. Румянцев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1991. - 54 с.

43. Ремизов В.В. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера / В.В. Ремизов, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 48 с.

44. Облеков Г.И. Методы анализа отработки сеноманских залежей севера Тюменской области по данным исследований эксплуатационных скважин газодинамическими и промыслово-геофизическими методами / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов, Н.В. Михайлов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 77 с.

45. Облеков Г.И. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО / Г.И. Облеков, В.Н. Гордеев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2002. - 47 с.

Прочие публикации:

46. Маслов В.Н. Обоснование схемы разбуривания сеноманской залежи Песцового месторождения / В.Н. Маслов, Г.А. Ланчаков, Г.И. Облеков // Экспресс-информация:

Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. - 1993. - № 8-9. - С. 1-4.

47. Облеков Г.И. Поддержание устойчивости работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Г.И. Облеков, Н.В. Михайлов, А.И. Березняков, Г.В. Тимашев, Р.А. Сологуб, В.Г. Румянцев // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ. - Ч.1.

- 1994. - С. 137 - 146.

48. Облеков Г.И. Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Г.И. Облеков, Н.В. Михайлов, Г.В. Тимашев, А.И. Березняков, Р.А. Сологуб // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. - Москва:

ВНИИГАЗ, 1994. - С. 137-140.

49. Облеков Г.И. Оптимизация сроков ввода скважин в эксплуатацию (на примере месторождения Медвежье в процессе разработки) / Г.И. Облеков, Л.С. Чугунов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Н. Гордеев // Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - №1.- С. 10-14.

50. Облеков Г.И. Геолого-геофизический мониторинг в процессе эксплуатации газовых месторождений Крайнего Севера / Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, И.М. Чупова // Каротажник. – 1999. - Выпуск 65. - С.86-95.

51. Облеков Г.И., Гордеев В.И. Разработка месторождений ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.149-162.

52. Облеков Г.И. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия «Надымгазпром» по данным истории разработки на основе геологогазодинамической модели / Г.И. Облеков, В.Н. Гордеев, Р.Г. Облеков, В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин // Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки: Материалы НТС ОАО "Газпром". – М.:ИРЦ Газпром, 2000. - С.67-72.

53. Облеков Г.И. Повышение эффективности разработки крупных газовых месторождений на севере Западной Сибири / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, В.И. Кононов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Н. Гордеев, И.М. Чупова, А.Н Харитонов // Потенциал. - 2001. - № 4. - С.8-11.

54. Облеков Г.И. Проблемы оценки технологического состояния скважин промыслово-геофизическими методами на месторождениях ООО «Надымгазпром» / Г.И. Облеков, И.М. Чупова // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Реф. Сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - № 2. - С.23-25.

55. Облеков Г.И. Использование остаточных запасов природного газа крупных месторождений Западной Сибири / Г.И. Облеков, Ю.А. Архипов // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии: Тезисы докладов Первой Международной Конференции. - Санкт-Петербург, ВНИГРИ. - 2002. - С.77-78.

56. Облеков Г.И. Классификация запасов углеводородов (природный газ) / Г.И. Облеков, Р.Г. Облеков // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ. конф. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С.66-72.

57. Облеков Г.И. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов / Г.И. Облеков, Ю.А. Архипов, В.Н. Гордеев // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ.

конф. - М.: ИРЦ Газпром, - 2003. - С.98-103.

58. Облеков Г.И. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов / Г.И. Облеков, И.М. Чупова // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ. конф. - М.: ИРЦ Газпром,2003. - С.163-171.

59. Облеков Г.И. Новые технологии разработки, контроля и освоения крупных газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, В.И. Кононов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Н. Гордеев, А.Н. Харитонов, И.М. Чупова // Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи:

Одиннадцатый международный конгресс «CITOGIC 2001-Ямал». - М: Информационно- издательский центр АТН РФ, 2003. - Том 11. - С.213-220.

60. Облеков Г.И. Опыт контроля за разработкой газового месторождения Межвежье // Проблемы освоения и развития Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Сб. науч. тр. – Тюмень: НПО Тюменгазтехнология, 1989. - С. 13-17.

61. Облеков Г.И. Техника и технология освоения газовых скважин без выпуска газа в атмосферу // Проблемы и перспективы реализации ресурсосберегающей политики в Тюменском нефтегазодобывающем комплексе: Сб. науч. тр. – Тюмень: НПО "Тюменьгазтехнология", 1990. - с. 89-91.

62. Облеков Г.И. Перспективы развития П "Надымгазпром" в Надым-Пуровском нефтегазоносном районе // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С.2729.

63. Облеков Г.И. Состояние минерально-сырьевой базы и направление ее воспроизводства в районах деятельности П "Надымгазпром" // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 30-33.

64. Облеков Г.И. К вопросу разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 56-58.

65. Облеков Г.И. Основы организации системы геологопромыслового контроля за разработкой газовых месторождений // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 77-80.

66. Облеков Г.И. Проблемы и направления развития нефтегазодобывающей отрасли в Надым-Пуровском регионе ЯНАО // Материалы 5 координационного геологического совещания. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С.89-97.

67. Облеков Г.И. Результаты и перспективы развития ГРР ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.50-57.

68. Облеков Г.И. Некоторые направления развития добычи газа по ОАО «Газпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания. - М.: ООО «ИРЦ Газпром»,2000. - С.143-149.

69. Облеков Г.И. Теория и практика создания экологического регламента на строительство газовых скважин на Ямале: Монография. - Санкт-Петербург, 2002. - 3с.

70. Облеков Г.И. Геологические основы рациональной разработки газовых месторождений // Технологии нефти и газа. – 2008. - № 8.

71. Облеков Г.И. Реализация системного подхода к изучению отработки продуктивных отложений // Технологии нефти и газа. – 2008. - № 9.

72. Облеков Г.И. Стратегические проблемы и пути использования низконапорного газа // Технологии нефти и газа. – 2008. - № 9.

Технический редактор Вараксина О.М.

______________________________________________________________ Подписано к печати 18.05.20Формат 60х84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Times New Roman Печ.л. 2. Тираж 120. Заказ № ______________________________________________________________ ИНГГ СО РАН, ОИТ, 630090, Новосибирск, пр-т Ак. Коптюга, 3.






© 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.