Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое обоснование технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геологическое обоснование технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции"
На правах рукописи
ОБЛЕКОВ ГЕННАДИЙ ИВАНОВИЧ
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ УНИКАЛЬНЫХ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
- 8 ОКТ 2009
НОВОСИБИРСК 2009
003479298
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,
Варягов Сергей Анатольевич
доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН Конторович Владимир Алексеевич
доктор геолого-минералогических наук, профессор, член-корреспондент РАН, лауреат Ленинской премии Нестеров Иван Иванович
Ведущее предприятие: Учреждение Российской академии наук
Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН, г. Москва)
Защита состоится 28 сентября 2009 г. в 10 час. на заседании диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГТ СО РАН), по адресу: 630090, г. Новосибирск, проспект Коптюга, д.З.
Факс: (383)333-23-01
E-mail: KostyrevaEA@ipgg.nsc.ru
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН. Автореферат разослан 20 августа 2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-мин. 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 С[ (около 37 %) и С) (около 9 %). Наиболее изучен апт-сеноманский комплекс, в котором разведано 77,6 % начальных суммарных ресурсов газа, переведено в категорию С! - 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 его многолетнего опыта научного изучения геологического строения уникальных газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири. В процессе управления разработкой впервые пришлось столкнуться с ранее неизвестными в мировой практике проблемами (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, нетрадиционные системы разработки, повышение выработки запасов, увеличение 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 ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции» направлена на решение важной хозяйственной 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 подобного опыта поисков, разведки, проектирования разработки и эксплуатации месторождений.
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.
4. Разработать способы оценки начальных запасов углеводородного сырья для проектирования и управления разработкой месторождений.
5. Разработать новые эффективные и высокотехнологичные методы получения геолого-промысловой 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. 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 стратегии газовой промышленности.
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 промыслово-геофизических и газодинамических исследований), 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 эффективность разработки 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 исследования и 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 других 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, 2008 гг.); Губкинские чтения. Секция «Геология и геофизика» (г. Москва, 1999 г.); Координационный совет главных геологов (г. Москва, 1999, 2000, 2005, 2008 гг.); 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 2001-Ямал» (г. Салехард, 2003 г.).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано около 150 научных работ. В автореферате приведены сведения о 67 наиболее существенных публикациях, в том числе о двух монографиях, 6 научно-технических обзорах, 14 патентах РФ на изобретения, 45 статьях. 17 работ опубликованы без соавторов, 18 публикаций помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.
Структура и объем работы. Диссертация включает введение, семь разделов, заключение, список использованной литературы из 216 наименований. Работа изложена на 404 страницах машинописного текста, включая 65 рисунков и 52 таблицы.
Автор выражает искреннюю благодарность акад. А.Н. Дмитриевскому, член-корр. РАН, д.т.н. О.М. Ермилову, 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, д. г.-м. н. Г.Г. Шемину, В.Г. Румянцеву, к.т.н. J1.C. Чугунову и 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 д.т.н. O.E. Аксютину и 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 Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Выделены три основные этапа изучения геологического строения продуктивности осадочного чехла севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Выполнен анализ состояния ресурсной базы,
перспективы нефтегазоносиости 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%. Но, 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 ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. Неоценимый вклад в этой области внесли ученые и геологи A.M. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, C.B. Гольдин,
A.И. Гриценко, Э.М. Галимов, И.С. Грамберг, В.И. Ермаков,
B.П. Казаринов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Н.Х. Кулахметов,
A.Р. Курчиков, К.И. Микуленко, В.Д. Наливкин, H.H. Немченко,
C.Г. Неручев, И.И. Нестеров, В.Т. Подшебякин, A.C. Ровенская, Л.И. Ровнин, H.H. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, В.Н. Сакс, Ф.К. Салманов,
B.В. Семенович, B.C. Старосельцев, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, Ю.Г. Эрвье, B.C. Бочкарев, JI.M. Бурштейн, Е.Г. Журавлев, В.А. Скоробогатов, О.Ф. Стасова, А.Н. Фомин, A.C. 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 Г.А. Габрилянца, А.Н. Дмитриевского, В.Г. Каналина, А.Э. Конторовича, М.С. Моделевского, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова, А.А. Трофимука, В.М. Максимова, И.Н. Шустефа,
A.И. Акулынина, 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, В.Ф. Горбачева, Л.Ф. Дементьева,
B.А. Динкова, В.И. Ермаков, О.М. Ермилова, И.П. Жабрева, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, А.Н. Кирсанова, Н.Р. Ковальчука, C.B. Колбикова, Ю.П. Коротаева, Л.Д. Косухина, Г.В. Крылова, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, Е.М. Нанивского, Б.Е. Сомова, В.В. Стрижова, А.П. Телкова, P.M. Тер-Саркисова, М.А. Токарева, Ю.А. Урманцева, А.И. Ширковского, П.Т. Шмыгли, 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:
• показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;
• показатели, характеризующие изменчивость коллекторских и толщинных свойств пласта;
• показатели, характеризующие специальные коэффициенты и комплексные показатели неоднородности;
• показатели, характеризующие строение нефтегазовой, водонефтяной и газоводяной зон;
• 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 (Кя), литологической связанности (Ксв), расчлененности (Кр), литологической выдержанности (К„) 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 бт, б„„г и коэффициенты вариации IV,,,, 1Укиг, 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:
Ж Ж
]/■ _ т кн
^иеод ~ л» ' '
М&га МЛяя
где \¥„„ IV/,,, - коэффициенты вариации соответственно пористости и нефтегазонасыщенности; М /к» , М Лш , - математическое ожидание соответственно 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.
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 окончании 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 ЯПАО. 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 промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов.
Изучение геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов 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 произведен отбор керна от кровли сеноманских продуктивных отложений с перекрытием контакта газ-вода (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 месторождения 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, см. вкл.).
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, как 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, промыслово-геологической, 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 (рис. 2, см. вкл.)
Анализ теоретических аспектов и практика моделирования газовых и газоконденсат! 1ых 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 залежах.
1. Для всех вариантов и способов подсчета информационная промыслово-геологическая 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 количество эксплуатационных и наблюдательных скважин пробурено в присводовой части залежи. На ее периферии существует только редкая сеть разведочных скважин. В связи с этим запасы категории С; 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 С; раздельно оценивается //^ и полезный объем, а значения К„ 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 (НТК) 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 Шб - Кг>75% (Кг - газонасыщенность), Кп>33% (Кп -пористость); группа Illa - 75<КГ<56%, 33 % <КП<28,5 % и группа I+II -КГ<56%,КП<28,5%.
Признаком обводнения коллекторов Медвежьего месторождения является снижение газонасыщенности до Кгигк <40 %. 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 (Кгр=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(см. вкл.). 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 Кг > 60 %, в то время как в породах с Кг < 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.
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: III6 - 38 %, Illa - 25 %, I+II - 18 %;
• темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп различен. 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, являются коэффициенты
Т/-ЭК
газонасыщенности Лг , определяемые электрическими методами по продуктивной части пласта в призабойной зоне скважин непосредственно после бурения и К'г" , определяемый нейтронным гамма каротажем (НТК) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, что пласты с более высокими коллекторскими свойствами имеют большую вероятность вступить в работу, т.е.
у ЭК
Р = К>- . (2)
эк
Гтак
Аналогично, чем меньше кольматация, т.е. чем больше значение К"'", тем выше вероятность вступления пласта в работу:
тгНГК V Г
Гтах
Из выражений (2) и (3) видно, что Рж и Рнгк могут принимать значения от нуля до единицы.
Известно, что общая вероятность наступления двух и более событий равна произведению их вероятностей, или для рассматриваемого случая:
Р =Р ■ Р
' Общ 1 ЭК 1 НГК
f тгЭК \ ( тгНГК \ А р 1\г
К
V г max 7
If
V г шах у
(4)
Общая вероятность Рт пропорциональна произведению коэффициентов газонасыщенности, определенных различными методами, что дает
возможность назвать эту вероятность комплексным геофизическим параметром пг Учитывая, что на месторождении Медвежье КГтах. = 0,9, выражение (4) принимает вид:
Пг = Рэк • Рнгк = \,2Ъ2КрК -КГ (5)
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 П г автором предложены интегральные распределения для двух классов коллекторов, отдающих и не отдающих газ в скважину по данным расходометрии. Каждое распределение выражает
связь между накопленной по толщине частотой встречи объектов
ф _ (6)
ТУ v '
Побш
и значениями параметра Пг , где /гнак - накопленная толщина работающих
или не работающих пластов по соответствующим классам; Нобщ- суммарная
толщина по каждому классу. Точка пересечения кривых интегральных
распределений двух классов определяет критическое значение параметра тткр
11 г , характеризующее границу между пластами, отдающими и не отдающими газ в скважину. В таблице 2 (см. вкл.) приведены значения
ттКР
Пг по всем зонам УКПГ месторождения Медвежье, а на рисунке 5 (см. вкл.) показаны интегральные распределения параметра Пг ,
Разработка защищена авторским свидетельством на изобретение (АС № 162224). Использование предложенной методики на Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях позволило увеличить дебиты 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: , .
Ис,«Ы2. (7)
Как известно, уравнение фильтрации газа в пористой среде с переменным сечением может быть записано в виде
2тпцсрЁ
кг у> д1 дл
ср—ср
Ал)
дР2 дЛ
(8)
где Ш- пористость; Цсв- вязкость; Ксп, 7.сп - средние по зоне дренирования значения коэффициентов проницаемости
и сверхсжимаемости; Ь - расстояние от контура до центра отбора газа; Л -относительная координата; /{Л) - функция, описывающая закон изменения формы сечения пласта-коллектора, которая в общем виде может быть записана как
Ал)={\-лу.
Обозначим
2т-и-1} дР
д1
__^
Кср'2ср
= м.
Тогда с учетом (8) имеем
8
^ ' дЛ
а после несложных преобразований:
(1-Я)
аЪР1
дЛ
(9) (10)
(И)
д2Р2 а дР2
М =-г-----, (12)
дЛ2 1-Я дЛ
которое решим при граничных условиях:
дР
я - — " при Л = 1; Р = Рц при Я = Я» иЛ
где Рх - средневзвешенное по объему пластовое давление в зоне отбора; Л» - относительная координата границы зоны отбора.
Окончательно закон распределения пластовых давлений в среднем поперечном разрезе дренируемого пласта-коллектора имеет вид:
2{а + \) 4 ' 2(а +1) 4 '
Используя (7), можно записать
\р(Л)\2 - ~Р2 (Л)
С учетом (11)
Ш2 -Ъ2(лШ - р\ I мр-я)2
т (т-р*+ 6(я+1) (и)
Приравнивая правые части уравнений (13) и (14), имеем
где Я - относительная координата точки пласта, соответствующая среднему значению пластового давления в зоне дренирования. Тогда
р{л,1)=^)Лм{\-л,)2. (16)
Тогда средневзвешенное пластовое давление определяется в момент времени из выражения
V ~ В К
Р=-(17)
1 + -^ V*
где Рх - осредненное пластовое давление в зоне отбора; К, - объем зоны отбора; Р(А) - среднее значение пластового давления в зоне дренирования; Vх - 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 Кг . В нефтяной промышленности коэффициент нефтеотдачи Кн— это решенная проблема. Кн рассчитываются и утверждаются на стадии подсчета запасов, корректируются в технологических схемах разработки месторождений. Коэффициент нефтеотдачи - это важнейший технико-экономический показатель. Для нефтяных месторождений также решен вопрос по предельному промышленному дебиту отдельной скважины, рассчитываемому по эксплуатационным затратам. Для месторождений газа при утверждении подсчёта запасов коэффициент газоотдачи (Кг) не рассматривается и предварительно не утверждается. Таким образом, кг для месторождении газа по настоящее время считается равным 1, что соответствует 100-процентному извлечению запасов. Безусловно, что это не так. К¡,, как и Кн , не равен 1, требует строгого определения и контролируется следующими основными критериями:
• геологическим строением месторождения и активностью водоносного бассейна;
• продуктивными характеристиками залежи и режимом её разработки;
• системой обустройства и временем эксплуатации;
• экономическими показателями эксплуатации месторождения и транспортировки 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 геолого-экономическим 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 1,5-6,0% 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 (рис. 6, см. вкл.).
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 нерентабельна. 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 защемленные, 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 невозможна.
Трудноизвлекаемые запасы - это начальные или текущие запасы месторождений, разработка которых, в настоящее время по геолого-технологическим либо экономическим причинам, нерентабельна. 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 окончании 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 следующие 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
где К, И - соответственно проницаемость и толщина интервала верхнего основного объекта разработки, в который осуществляется перепуск газа; (О - вязкость перепускного газа; Я, Яс - соответственно, половина расстояния между соседними перепускными скважинами и их радиус; Рст,Рс,Р -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 (д).
В качестве перепускных используются скважины ранее пробуренного разведочного фонда или специально пробуренные. Ствол скважины оборудуется колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) с подземным оборудованием (пакера) (рис. 7, см. вкл.).
При этом вырабатываются запасы нерентабельных или низкорентабельных залежей. По основному эксплуатационному объекту
(18)
Г = ЯгЫ
(19)
увеличивается период безкомпрессорной эксплуатации, увеличивается коэффициент газоотдачи за счет продления периода постоянной добычи и безводной эксплуатации скважин, экономятся значительные капитальные вложения на обустройство. Разработка защищена патентом на изобретение (Патент РФ №2034131).
К существенным следует отнести также 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 %.
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 окончании 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 (см. вкл.). 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.
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 (см. вкл.).
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 (см. вкл.)приведен пример расчета дополнительной добычи газа на Вынгапуровском месторождении за счет оптимизации режима работы залежи.
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 (табл. 6, см. вкл.).
Решение 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 сеноманскмх 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. м3 или 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) ком премирование 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, либо месторождения - регулятора; (4) в качестве сырья для газопереработки в районе промысла и производства сжиженных природных газов, 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 ЗападноСибирской 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 (см. вкл.).
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: Шб - 38 %, Ша - 25 %, I+II - 18 %;
• темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп неодинаков. 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 4550 % 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., Палатник Б.М., Закиров И.С. Прогнозирование разработки газовых залежей // Газовая промышленность. - 1989. - № 3. - С. 37-40.
2. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Немировский И.С., Ремизов В.В., Середа М.Н. Месторождение Медвежье - технология диагностики и эксплуатации скважин // Газовая промышленность. - 1989. - № 11. - С. 28-29.
3. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Тушлуков В.А. Технология выбора интервалов дополнительной перфорации скважин // Газовая промышленность. - 1990. - №1. - С. 48-50.
4. Гусейнов Ф.А., Облеков Г.И., Иваш О.Г., Румянцев В.Г. Влияние качества промывочной жидкости на дебит газовой скважины // Газовая промышленность. - 1990. -№4. - С. 45-48.
5. Назаров С.И., Облеков Г.И., Лаготский З.Н. Система индексации твердых механических примесей "Импульс-2" // Газовая промышленность. -1990.-№ 5.-С. 30.
6. Облеков Г.И., Кирсанов А.Н., Тер-Саакян Ю.Г., Гутман И.С., Райкевич А.И., Кирсанов H.H., Якимов И.Е. Технология подсчета и дифференциации запасов газа // Совм. номер: Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 5; Газовая промышленность. - 1992. - № 5. - С. 61-63.
7. Маслов В.Н., Облеков Г.И., Ланчаков Г.А., Ставкин Г.П. Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений Тюменской области // Экспресс-информация: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. - 1995. -№ 7-8. - С. 17-22.
8. Кононов В.В., Облеков Г.И., Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Чугунов Л.С., Чупова И.М. Метод контроля за выработкой запасов газа // Газовая промышленность. - 1999. - №5. - С. 34-35.
9. Журавлев Е.Г., Облеков Г.И. Гипергенная газовая формация фундамента Новопортовского месторождения // Геология нефти и газа. - 2000. -№ 5. - С.39-43.
10. Кононов В.И., Облеков Г.И., Ремизов В.В. Новые технологии разработки мпогопластовых залежей//Газовая промышленность. - 2000. - № 8. - С.31-33.
11. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев B.11., Чупова И.М., Харитонов А.Н. Новые технологии разработки газовых месторождений Крайнего Севера // Газовая промышленность. - 2001. - №7 - С.26-29.
12. Облеков Г.И., Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю. Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части Медвежьей площади// 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. - №¡11 - С.48-49,
14. Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М., Архипов 10.А. Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения па основе гидродинамического моделирования // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 13-14.
15. Облеков Г.И., Березняков А.И., Харитонов А.Н., Гугняков В.А. Опыт применения ресурсосберегающих технологий газодинамических исследований скважин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 21-22.
16. Нежданов A.A., Облеков Г.И., Туренков H.A., Косарев И.В., Магденко Г.В. Перспективы нефтегазоносности месторождения Медвежье // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С.20-21.
17. Облеков Г.И. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - № 4. -С.26-34.
18. Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Архипов 10.А., Чупова И.М., Скоробогач М.А. Особенности назначения и расчета технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008.-Х» 4.-С.68-76.
Патенты на изобретения:
19. АС № 162224 Способ выделения газоотдающих интервалов / Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, О.М. Ермилов и др. - Опубл. 01.11.1990 г.
20. Пат. 1804549 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод / Г.И. Облеков, P.A. Сологуб, Н.В. Михайлов, P.M. Минигулов, А.И. Березняков, М.С. Марчук (Россия). - Опубл. 9.10.92.
21. 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.
22. Пат. 2015309 РФ. Способ создания скважинного фильтра / Г.В. Тимашев, Г.И. Облеков, Р.Ш. Гайфулин, JI.H. Федоров, Н.В. Михайлов. - Опубл. 30.06.94.
23. 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.
24. Пат. 2034131 РФ. Способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, M.I I. Середа, Е.М. Нанивский, В.М. Нелепченко, М.К. Тупысев, Г.Г. Жиденко (Россия). -Опубл. 27.04.95.
25. Пат. 2070289 РФ. Способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин и устройство для его осуществления / М.Н. Середа,
A.B. Баранов, Г.И. Облеков, И.С. Немировский, В.М. Нелепченко, В. А. Тугапуков, Н.В. Михайлов.-Опубл. 10.12.96.
26. Пат. 2081311 РФ. Способ и устройство для газодинамических исследований скважин / М.Н. Середа, Г.И. Облеков, А.Н. Петров, Г.А. Ланчаков,
B.М. Нелепченко, A.B. Баранов (Россия). - Опубл. 10.06.97.
27. Пат. 2091576 РФ. Измерительная линия и способ измерения газодинамических параметров / М.Н. Середа, A.B. Баранов, А.Н. Петров, Г.И. Облеков, Л.С. Чугунов, В.Е. Губяк, С.М. Трандин. - Опубл. 27.09.97.
28. Пат. 99125064 РФ. Способ разработки газового месторождения / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, A.C. Гацолаев,
A.C. Харитонов (Россия). - Опубл. 22.11.99.
29. 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.
30. Пат. 2202690 РФ. Способ разработки газового месторождения /
B.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, A.C. Гацолаев,
A.Н. Харитонов (Россия). - Опубл. 20.04.2003.
31. Пат. 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев,
B.Б. Поляков, А.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). - Опубл. 20.04.2003.
32. Пат. 2225500 РФ. Способ ликвидации скважин / A.B. Кустышев, Г.И. Облеков, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, Л.У. Чабаев (Россия). 0публ.10.03.2004.
Монографии:
33. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, H.H. Кирсанов, Г.И. Облеков, P.M. Бембель, E.H. Ивакин, З.Д. Ханнанов. - М.: Недра, 1995.-464с.
34. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. / IO.B. Зейгман, В.И. Васильев, Г.И. Облеков, В.М. Демин. - Уфа:УГНТУ, 1998. -228 с.
Научно-технические обзоры:
35. 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.
36. Опыт и проблемы разработки месторождения Медвежье в период постоянной добычи / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, Ю.Г. Тер-Саакян, В.В. Ремизов, В.Г. Румянцев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1989. -Вып. 2.-37 с.
37. 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.
38. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера / В.В. Ремизов, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, JLC. Чугумов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 48 с.
39. Методы анализа отработки сеноманских залежей севера Тюменской области по данным исследований эксплуатационных скважин газодинамическими и промыслово-геофизическими методами / Г.И. Облеков,
B.В. Ремизов, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, JI.C. Чугунов, Н.В. Михайлов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 77 с.
40. 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:
41. 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.
42. 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.
43. 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. -
C. 1-4.
44. Поддержание устойчивости работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Г.И. Облеков, Н.В. Михайлов, А.И. Березняков, Г.В. Тимашев, P.A. Сологуб, В.Г. Румянцев // Вопросы методологии и новых
технологий разработки месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ. - 4.1. -1994.-С. 137- 146.
45. Облеков Г.И., Михайлов Н.В., ТимашевГ.В., Березняков А.И., Сологуб P.A. Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. - Москва: ВНИИГАЗ, 1994.-С. 137-140.
46. Облеков Г.И. Перспективы развития П "Надымгазпром" в Падым-Пуровском нефтегазоносном районе // Труды ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С.27-29.
47. Облеков Г.И. Состояние минерально-сырьевой базы и направление се воспроизводства в районах деятельности П "Надымгазпром" // Труды ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 30-33.
48. Облеков Г.И. К вопросу разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Труды ОАО «Газпром». -М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 56-58.
49. Облеков Г.И. Основы организации системы геологопромыслового контроля за разработкой газовых месторождений // Труды ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 77-80.
50. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера: / Р.И. Вяхирев, А.М. Дмитриевский, Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, J1.C. Чугунов, А.И. Владимиров, А.Г. Агенбегян, Н.Л. Добрецов, И.И. Нестеров. - М.: Изд-во «Наука», 1997. - 352 с.
51. Облеков Г.И., Чугунов Л.С., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н. Оптимизация сроков ввода скважин в эксплуатацию (на примере месторождения Медвежье в процессе разработки) // Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник.-М.: ИРЦ Газпром, 1998.-№1,- С. 10-14.
52. Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г., Чупова И.М. Геолого-геофизический мониторинг в процессе эксплуатации газовых месторождений Крайнего Севера // Каротажник. - 1999. - Выпуск 65. - С.86-95.
53. 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.
54. Облеков Г.И. Результаты и перспективы развития ГРР ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания,-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.50-57.
55. Облеков Г.И. Некоторые направления развития добычи газа по ОАО «Газпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.143-149.
56. Облеков Г.И., Гордеев В.И. Разработка месторождений ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания.-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С. 149-162.
57. Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Облеков Р.Г., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия «Надымгазпром» по
данным истории разработки на основе геологогазодинамической модели // Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки: Материалы НТС ОАО "Газпром". -М.:ИРЦ Газпром, 2000. - С.67-72.
58. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саахян Ю.Г., Гордеев D.H., Чупова И.М., Харитонов А.Н. Повышение эффективности разработки крупных газовых месторождений на севере Западной Сибири II Потенциал. - 2001. -№4.-С.8-11.
59. Облеков Г.И., Чупова И.М. Проблемы оценки технологического состояния скважин промыслово-геофизическими методами на месторождениях ООО «11адымгазпром» // 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.
60. Облеков Г.И., Архипов Ю.А. Использование остаточных запасов природного газа крупных месторождений Западной Сибири // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии: Тезисы докладов Первой Международной Конференции. - Санкт-Петербург, ВНИГРИ. -2002. - С.77-78.
61. Облеков Г.И., Облеков Р.Г. Классификация запасов углеводородов (природный газ) // 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.
62. Облеков Г.И., Архипов Ю.А., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов// 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 .
63. Облеков Г.И., Чупова И.М. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов // 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.
64. Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н., Харитонов А.Н., Чупова И.М. Новые технологии разработки, контроля и освоения крупных газовых месторождений севера Западной Сибири // 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.
65. Облеков Г.И. Дифференциация запасов газа как элемент системного подхода к совершенствованию разработки газовых месторождений / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008,-Вып. 4.- С. 13-16.
Условные обозначения:
^ - пакер; | | - глина
$$ - интервал перфорации I . . I - водонасыщениый коллектор
1; 2; 4- скважины наблюдательные, пьезометрические (па водоносный бассейн) 3; 5 - скважины наблюдательные, пьезометрические - газовые
Рис. 1 - Технология системного геолого-геофизического контроля над разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 О, млрд. м3 Рис. 2 - Выбор эффективного варианта формулы объемного метода подсчета запасов месторождений (цифрами указаны условные номера методик; заштрихован - интервал принятия решения)
1,2,3,4,5 - номера
используемых
методик
Кг Группа III а
Рис. 3 - Медвежье месторождение. Скв. № 60. Динамика изменения газонасыщенности в пластах обводненной зоны
Рис. 4 Изменение газонасыщенности обводненных пород различного петрофизического состава во времени
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
/ л
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
Рис. 6 - Классификация запасов газа по возможностям добычи
Табл. 1 - Средневзвешенные коэффициенты текущей газонасыщенности пластов в обводненном разрезе
№№УКПГ Группа пластов-коллекторов
Ш6 III, 1+11
1 38,96 27,88 17,5
2 - - -
3 36,41 28,36 16,61
4 38,09 24,25 22,46
5 38,70 21,82 12,07
6 37,25 20,43 13,40
7 35,05 33,84 24,24
8 29,74 22,86 12,45
9 38,39 29,22 18,36
Южный купол (УКПГ-1,2, 3,4) 37,92 25,98 19,84
Центральная часть (УКПГ-5, 6, 7, 8) 36,34 22,39 16,98
Ныдинский купол (УКПГ -9) 39,12 29,65 18,97
Зона отбора 38.00 26,16 17,42
Псрифирия 37.99 24.80 22,27
По месторождению в целом 38,00 25,87 18,15
Средний коэффициент газонасыщенности 27,16%
Условные обозначения:
1 - скважина эксплуатационная
2 - скважина эксплуатационная - перепуск
3 - НКТ (насосно-компрессорная труба)
4 - клапан-регулятор
5 - циркуляционный клапан
6 - пакер
7 - устройство замерное
I, II, III - Определенные для перепуска, не рентабельные при прямой разработке залежи газа и газового конденсата IV - Основная разрабатываемая залежь
ГВК
Песчанннк
Глины
Вода
Интервалы перфорации Потоки газа
Рис. 7 - Технология разработки многопластовых газовых газоконденсатных месторождений
Табл. 2 - Критические значения параметра
УКПГ 1 2 3 4 5 6 7 8 9НК ЦЧ ЮК M
П,!"' 0,68 0,42 0,75 0,65 0,70 0,60 0.60 0.62 0,60 0.60 0,63 0,62
Примечания: НК - Ныдинский купол; ЦЧ - центральная часть;
ЮК - южный купол; M - месторождение в целом
Табл. 3 - Динамика остаточных запасов газа по основным сеиоманским залежам (в % от начальных)
Годы Месторождение
Медвежье Юбилейное Ямсовейское Вынга-пуровское Комсомольское Западно-Таркосалин ское Уренгойское Я мбург-ское Заполярное
2010 16.S 49,1 54,2 20,7 36,8 42,3 27,6 37.3 77,3
2015 13,0 24.1 35,5 19.5 23,7 30,3 23,5 31,2 59,1
2020 11,0 14,4 22,0 - 15,9 21,0 20,7 25.2 41,2
2025 - - 13,3 - 11,4 15,3 18,7 20,6 28.7
2030 - - 8,2 - - - 17,2 17,3 20,9
Табл. 4 - Энергетические состояния основных разрабатываемых месторождений (на 01.06.2008 г.)
Месторождение Рпл.нач., МПа Рпл.тек., МПа Руст.тек., МПа
Вынгапуровское 9.93 2.12 1.85
Медвежье 11.34 3.09 2.49
Уренгойское 11.85 5.09 3.08
Ямбургское 11.39 5.09 3.77
Комсомольское 9.61 6.36 5.73
Ямсовейское 9.71 8.16 7.41
Западно-Таркосалинское 10.98 8.6 7.57
Юбилейное 11.1 8.39 7.52
Табл. 5 - Расчет дополнительной добычи газа на Вынгапуровском месторождении (на01.06.2008 г.)
Годы разработки Годовая Фонд Дебит Устьевое Пластовое Процент
добыча. скважин. скважины давление. давление. обводнения.
млрд.м" шт тыс.м3/суг МПа МПа %
2016 0,28 И 71,2 0,91 1,1 61,79
2017 0,25 10 69.9 0,91 1.1 62,09
2018 0,23 8 69.9 0,91 1,1 62,37
2019 0.18 7 71.9 0,90 1,1 62,64
2020 0.15 6 69,9 0,90 1.1 62.90
2021 0,15 6 69,9 0,89 1,1 63,15
2022 0,15 6 69.9 0.89 1,1 63,39
2023 0.15 6 69.9 0.89 1,1 63,62
2024 0,12 5 67,1 0,89 1.1 63,84
2025 0,12 5 67,! 0.89 1.1 64.04
Табл. 6 - Восстановление пластовых давлений замеренных при остановках газовых промыслов Медвежьего месторождения
№№ УКПГ Срок остановки, сутки Увеличение пластового давления, МПа
1 78 0,063
2 64 0,128
5 82 0,186
6 72 0,148
7 220 0,283
7 172 0,221
Табл. 7 - Основные итоговые финансово-производственные показатели освоения ресурсов глубокопогруженных горизонтов севера Западной Сибири нефтегазоносной провинции
Показатель Всего
Добыча конденсата, млн т 194,1
Добыча газа, млрд mj 1 151,5
Выручка, млн руб. : 6 785 281
Капитальные вложения, млн руб. 273 330
Эксплуатационные затраты, млн руб. 927 294
Налоги, млн руб. 2 128 950
Чистая прибыль, млн руб. 3 729 036
CCF, млн руб. 3 699 259
NPV (при ставке дисконтирования 15%), млн руб. 576 710
IRR, % 64
Срок окупаемости с учётом дисконтирования, лет 5
Срок окупаемости без учёта дисконтирования, лет 4
Индекс рентабельности 4,4
66. Облеков Г.И. Алгоритм подсчета запасов газа методом материального баланса в условиях центрально-группового размещения скважин / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008.-Вып.4.-С. 16-19.
67. Облеков Г.И. Проблемы геолого-промыслового обоснования рациональной разработки месторождений углеводородного сырья / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008,-Вып. 4,- С. 36-38.
_Технический редактор О.М.Вараксина_
Подписано в печать 18.05.2009 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Times New Roman
_Печ. л. 2. Тираж 175. Зак. № 30_
ИНГГ СО РАН, ОИТ, пр-т Ак. Коптюга, 3, Новосибирск, 630090
Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Облеков, Геннадий Иванович
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.
1.1 Краткая история геологической изученности.
1.2 Исследование ресурсной базы природного газа и конденсата севера Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна.
1.2.1 Перспективы нефтегазоносности триасовых и палеозойских отложений.
1.2.2 Перспективы нефтегазоносности юрских отложений.
1.2.3 Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений.
1.2.4 Перспективы нефтегазоносности среднеюрских отложений.
1.2.5 Перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений.
1.2.6 Перспективы нефтегазоносности юрских отложений в целом. Прогноз зон нефтегазонакопления.
1.2.7 Перспективы нефтегазоносности меловых отложений.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое обоснование технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений 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 i 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 Ci (около 37 %) и Ci (около 9 %). Наиболее изучен апт-сеноманский комплекс, в котором разведано 77,6 % начальных суммарных ресурсов газа, переведено в категорию Ci - 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 его многолетнего опыта научного изучения геологического строения уникальных газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири. В процессе управления разработкой впервые пришлось столкнуться с ранее неизвестными в мировой практике проблемами (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, нетрадиционные системы разработки, повышение выработки запасов, увеличение 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 нефтегазоносной провинции» направлена на решение важной хозяйственной 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 подобного опыта поисков, разведки, проектирования разработки и эксплуатации месторождений.
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.
4. Разработать способы оценки начальных запасов углеводородного сырья для проектирования и управления разработкой месторождений.
5. Разработать новые эффективные и высокотехнологичные методы получения геолого-промысловой 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. 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 стратегии газовой промышленности.
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 коллеюгорскими 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 промыслово-геофизических и газодинамических исследований), 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 эффективность разработки 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 исследования и 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 других 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, 2008 гг.); Губкинские чтения. Секция «Геология и геофизика» (г.Москва, 1999 г.); Координационный совет главных геологов (г.Москва, 1999, 2000, 2005, 2008гг.); 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 2001-Ямал» (г. Салехард, 2003 г.).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано около 150 научных работ. В автореферате приведены сведения о 67 наиболее существенных публикациях, в том числе о двух монографиях, 6 научно-технических обзорах, 14 патентах РФ на изобретения, 45 статьях. 17 работ опубликованы без соавторов, 18 публикаций помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.
Структура и объем работы. Диссертация включает введение, семь разделов, заключение, список использованной литературы из 216 наименований. Работа изложена на 404 страницах машинописного текста, включая 65 рисунков и 52 таблицы.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Облеков, Геннадий Иванович
7.3 Выводы и предложения по седьмой главе
1. Разведанные запасы свободного газа и извлекаемые запасы конденсата северных и арктических территорий ЗСНГП на глубинах более 3.5
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
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: Шб - 38 %, Ilia - 25 %, l+ll - 18 %;
- темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп неодинаков. 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.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Облеков, Геннадий Иванович, Надым
1. АкулыиинА.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. - 240 с.
2. Алиев З.С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С.Алиев, С.А.Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. М.: Недра, 1978. -279 с.
3. Андреев О.Ф. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири / О.Ф. Андреев, К.С. Басниев, Л.Б. Берман и др. М.: Недра, 1984. - 221 с.
4. А. с. 1469950. Способ определения интервала глубин для сооружения подземного резервуара / Г.И. Облеков, A.M. Свечников, Л.К. Сильвестров. Опубл. 01.12.88.
5. А. с. 1625224 СССР, G 01 V 5/00. Способ выделения газоотдающих интервалов I Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, О.М. Ермилов, А.В. Калинин,
6. A.Н. Кирсанов, Е.М. Нанивский, А.Г. Заварыкин. Опубл. 1991.
7. А. с. 1740641, Е21 В 43/25. Способы освоения скважин / Г.И. Облеков, Р.А. Сологуб, А.И. Березняков, В.А. Румянцев, Н.В. Михайлов, P.M. Минигулов. Опубл.15.02.92.
8. А. с. 1750285. Способ сооружения скважин / В.Н.Виноградов, Г.И. Облеков, B.C. Черномырдин, Г.Г. Жиденко, А.А. Славянский, М.К. Тупысев,
9. B.В. Савченко, М.Н. Середа. Опубл. 22.03.92.
10. Басниев К.С. О некоторых особенностях проявления упруговодонапорного режима газовых месторождений / К.С. Басниев, К.Л. Грузелова // Тр. МИН и ГП. М., 1976. - вып.116. - С. 53-58.
11. Березняков А.И. Мониторинг многолетнемерзлых грунтов оснований фундаментов сооружений в системе комплексногогеоэкологического мониторинга объектов газодобычи в условиях Арктики /
12. A.И. Березняков, А.Б. Осокин, Г.И. Облеков, Г.И. Грива, А.П. Попов // Природные ресурсы стран СНГ: Тез. докл. IV горно-геологического форума г. Санкт -Петербург, 17-20.11.1998. СПб, 1998. - С. 167-168.
13. Берман Л.И. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье / Л.И. Берман, С.П. Омесь, Н.С. Романовская // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений: Реф. сб. ВНИИЭгазпрома 1975. - № 6. - С. 78-80.
14. Борис М.Е. Математическое моделирование технологических процессов добычи газа на Медвежьем месторождении с целью повышения коэффициента газоотдачи и минимизации затрат на добычу газа / М.Е. Борис,
15. B.В. Ремизов // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности: Инф. сб. М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - Вып. 6. - С. 18-29.
16. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М.: Недра, 1980. - 206 с.
17. Браунли К.А. Статистическая теория и методология в науке и технике. М.: Недра, 1977. - 408 с.
18. Бурштейн Л.М. Статистические оценки параметров распределения скоплений нефти по величине в слабоизученных седиментационных бассейнах// Геология и геофизика. -2006. т.47. - №9. - С. 1003- 1013.
19. Васильев Ю.Н. Автоматизированная система управления разработкой газовых месторождений. М.: Недра, 1987. -141 с.
20. Вентцель Е.С. Теория вероятности. М.: Наука, 1964. - 346 с.
21. Вяхирев Р.И. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера: Монография / Р.И. Вяхирев, А.М. Дмитриевский, В.В. Ремизов, Л.С. Чугунов, А.И. Владимиров,
22. A.Г. Аганбегян, Н.Л. Добрецов, И.И. Нестеров, Г.И. Облеков. М.: Наука, 1997.- 339 с.
23. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Коноплев, Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев и др. М.: Недра, 1986.-221 с.
24. Гордеев В.Н. Основные проблемы системы добычи, сбора, промысловой подготовки и транспорта газа на завершающей стадии эксплуатации месторождения Медвежье / В.Н. Гордеев, Г.И. Облеков,
25. B.Г. Мазитов // Технические решения по подготовке газа к транспорту из газовых и газоконденсатных месторождений с падающей добычей: Материалы НТС ОАО "Газпром". М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - С. 21-29.
26. Гриценко А.И. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа / А.И. Гриценко, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов и др. М.: Недра, 1992. - 368 с.
27. Гриценко А.И. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири / А.И. Гриценко, Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов, И.С. Немировский. М.: Недра, 1991. - 304 с.
28. Гриценко А.И. Технология разработки крупных газовых месторождений / А.И. Гриценко, О.М. Ермилов и др. М.: Недра, 1990. - 302 с.
29. 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.
30. Дегтярев Б.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера / Б.В. Дегтярев, Э.Б. Бухгалтер. М.: Недра, 1969. -120 с.
31. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1983. -189 с.
32. Дементьев Л.Ф. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата / Л.Ф. Дементьев, Ю.В Шурубор, В.И. Азаматов и др. М.: Недра, 1981.-380 с.
33. Дементьев Л.Ф. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей / Л.Ф. Дементьев, Н.А. Туренков, А.Н. Кирсанов и др. // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1984. - Вып. 5. - 47 с.
34. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988. - 204 с.
35. Дементьев Л.Ф. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов. М.: Недра, 1977. - 253 с.
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. Желтов Ю.В. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, В.Н. Матрос, А.Х. Мирзаджанзаде и др. М.: Недра, 1979.-402 с.
38. Журавлев Е.Г. .Гипергенная газовая формация фундамента Новопортовского месторождения / Е.Г. Журавлев, Г.И. Облеков // Геология нефти и газа. 2000. -№ 5. - С.39-43.
39. Журавлев Е.Г. Нефтегазоносность палеозоя Новопортовского месторождения / Е.Г. Журавлев, Г.И. Облеков. // XV Губкинские чтения: Тезисы докладов 3-4 ноября 1999 г. Секция 1. Геология. М., 1999. - С.51.
40. ЗакировА.И. Об определении газопотоков по скважинам и шлейфам газосборной сети / А.И. Закиров, Г.И. Облеков, К.Л. Полянский //
41. Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: 11 науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Тезисы докладов. Тюмень, 1988.-С. 5-6.
42. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. - 334 с.
43. 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.
44. Зотов Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, А.В. Динков, В.А. Черных. М.: Недра, 1987. -169 с.
45. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М.М. Иванова, Л.Ф. Дементьев, И.П. Чоловский. М.: Недра, 1985. - 422 с.
46. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1971. - 208 с.
47. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1974. - 248 с.
48. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин.- М.: Недра, 1980. 301 с.
49. Инструкция по отработке газовых скважин Медвежьего месторождения без выпуска газа в атмосферу. Тюмень: НПО "Тюменьгазтехнология", 1990. - 24 с.
50. Инструкция по проведению специальных газодинамических исследований пластов и скважин Ямбурского месторождения. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»,1987. - 29 с.
51. Инструкция по проведению специальных газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу. Тюмень: НПО "Тюменьгазтехнология", 1990.-41 с.
52. Каналин В.Г. Интерпретация геологопромысловой информации при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984. -184 с.
53. КанютаА.П. Руководство по гидрогазодинамическим и термометрическим методам исследований разведочных скважин / А.П. Канюта, Т.В. Шолешко и др. Киев: Наукова думка, 1972. - 344 с.
54. Кирсанов А.Н. Информационное обеспечение системы контроля за обводнением месторождения Медвежье / А.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков,
55. A.Н. Лапердин, Ю.Г. Тер-Саакян // Методология системного анализа проблем разработки нефтяных и газовых месторождений: Тезисы докладов. Пермь, 1987.-С. 15-17.
56. Кирсанов А.Н. Подсчет запасов газа с использованием теории нечетких множеств. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа / А.Н. Кирсанов, М.В. Семухин, В.В. Адлер // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. -1989. С. 86-107.
57. Кононов В.И. К вопросу добычи и подготовки газа к транспорту /
58. B.И. Кононов, Г.И. Облеков, В.Б. Поляков // Технические решения по подготовкегаза к транспорту из газовых и газоконденсатных месторождений с падающей добычей: Материалы НТС ОАО "Газпром". М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. -С. 11-20.
59. Кононов В.И. Метод контроля за выработкой запасов газа / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов, И.М. Чупова // Газовая промышленность. 1999. - №5. - С. 34-35.
60. Кононов В.И. Новые технологии разработки многопластовых залежей / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, В.В. Ремезов // Газовая промышленность. 2000. - № 8. - С.31-33.
61. Конторович А.Э. Метод оценки количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа в крупных нефтегазоносных бассейнах / А.Э. Конторович, В.И. Демин // Геология нефти и газа. 1977. - N 12. - С.18-26.
62. Конторович А.Э. Прогноз количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа / А.Э. Конторович, В.И. Демин // Геология и геофизика. 1979. - № 3. - С. 26-46.
63. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах / Под ред. Н.Г. Григоряна. М.: Недра, 1982. - 183 с.
64. Кучин Б.Л. Управление системой газоснабжения в осложненных условиях эксплуатации / Б.Л. Кучин, А.Е. Алтунин. М.: Недра, 1984. - 209 с.
65. Лапердин А.Н. Алгоритм расчета средних взвешенных параметров залежи // Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатныхместорождений Сибири: Труды ВНИИОЭНГ. Москва,1977. - Вып.1/9. - С. 911.
66. Лапердин А.Н. Геолого-экономические критерии оптимизации разведки нефтяных и газовых месторождений // Геологическое моделирование газовых месторождений: Сб. науч. тр. М.: ВНИИгаз, I988. -С.54-64.
67. Лапердин А.Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин / А.Н. Лапердин, Ю.Ф. Юшков, В.Н. Маслов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Тр. ВНИИОЭНГ.-М., 1987. Вып.11. - С.8-12.
68. Лапердин А.Н. Уточнение начальных запасов свободного газа / А.Н. Лапердин, И.Д. Рамазанов // Газовая промышленность. 1997. - Вып. 5. -С. 37-39.
69. Леонтьев Е.И. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А.Я. Малыхин. М.: Недра,1974. -240 с.
70. Лившиц В.Р. Вероятностные характеристики количества месторождений углеводородов в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. 2004. - т.45. - № 3. - С.363-375.
71. Лившиц В.Р. Оценка параметров распределения скоплений нефти и газа по крупности в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. 2003. - т.44. - N 10. - С.1045-1059.
72. Лившиц В.Р. Прогноз величины запасов невыявленных месторождений нефти и газа углеводородов в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. 2004. - т.45. - № 8. -С.1021-1032.
73. Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений севера Западно-Сибирской плиты: Отчёт по договору №6-01, тема 112; Руководители Г.Г. Шемин, Н.П. Дещеня. Новосибирск, 2001. - 621 с.
74. Меркулов Л.И. Графические методы анализа при добыче нефти / Л.И. Меркулова, А.А. Гинзбург.- М.: Недра, 1986. -125 с.
75. Методика специальных газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»,1987. - 39 с.
76. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГНИ, 2000. - 189 с.
77. Методическое руководство по организации и проведению системного геолого-геофизического контроля за разработкой сеноманских залежей природного газа месторождений Севера Тюменской области. -Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»,1988. 53 с.
78. Минский Е.М. Разработка газовых месторождений системой неравномерного расположенных скважин / Е.М. Минский, А.С. Малых, Ю.В. Пешкин, Ю.В. Урман. М.: Недра, 1968.
79. Моделевский М.С. Новое в прогнозировании нефтегазоносности. -М.: изд. ОНТИ ВНИИОЭНГ, 1972. 48 с.
80. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990. - 240 с.
81. Назаров С.И. Система индексации твердых механических примесей "Импульс-2" / С.И. Назаров, Г.И. Облеков, З.Н. Лаготский // Газовая промышленность. 1990. - № 5. - С. 30.
82. Нанивский Е.М. Коррективы к проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения / Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов, В.И. Маслов и др. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1993. - 318 с.
83. Нанивский Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения // Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: Тр. ВНИИЭгазпрома. М., 1977. -Вып. 1/9. - С.26-33.
84. Напольский М.С. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности // Принципы оценки перспектив нефтегазоносности крупных территорий. М.: Недра, 1964. - 345 с.
85. 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.
86. Облеков Г.И. Геологические основы рациональной разработки газовых месторождений // Технологии нефти и газа. 2008. - № 8.
87. Облеков Г.И. Геолого-геофизический мониторинг в процессе эксплуатации газовых месторождений Крайнего Севера / Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, И.М. Чупова // Каротажник. 2001. - Выпуск 65. - С.86-95.
88. Облеков Г.И. К вопросу разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Труды ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 56-58.
89. 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. 2829.
90. Облеков Г.И. Метод оценки вероятности работы пласта в скважину / «Г.И. Облеков, А.Н. Кирсанов, Ю.Г. Тер-Саакян // Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа: Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989. - с. 85-90.
91. Облеков Г.И. Методология подсчета запасов углеводородного сырья // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. -№11.
92. 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,
93. A.Г. Ананненков, В.В. Ремизов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1987. - Вып. 4. -68 с.
94. Облеков Г.И. Некоторые направления развития добычи газа по ОАО «Газпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.143-149.
95. 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.
96. Облеков Г.И. Новые технологии разработки газовых месторождений Крайнего Севера / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, В.И. Кононов, Ю.Г. Тер-Саакян,
97. B.Н. Гордеев, И.М. Чупова, А.Н. Харитонов // Газовая промышленность.- июль 2001. С.26-29.
98. Облеков Г.И. Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования /
99. Г.И. Облеков, А.Н. Харитонов, И.М. Чупова, Ю.А. Архипов // Наука и техника в газовой промышленности. 2007. - № 2. - С.13-14.
100. Облеков Г.И. Опыт контроля за разработкой газового месторождения Межвежье // Проблемы освоения и развития ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса: Сб. науч. тр. Тюмень: НПО Тюменгазтехнология, 1989. - С. 13-17.
101. 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.
102. Облеков Г.И. Опыт промыслового и геологического изучения залежей углеводородного сырья Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. - № 10.
103. Облеков Г.И. Основы организации системы геологопромыслового контроля за разработкой газовых месторождений II Труды ОАО «Газпром». -М.: ИРЦ Газпром, 1996. С. 77-80.
104. Облеков Г.И. Перспективы развития добычи углеводородов в Надым-Пуровском регионе // Газовая промышленность. 2006. - ноябрь - С.48-49.
105. Облеков Г.И. Перспективы развития П "Надымгазпром" в Надым-Пуровском нефтегазоносном районе // Труды ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С.27-29.
106. Облеков Г.И. Перспективы развития ресурсной базы Западной Сибири // Технологии нефти и газа. 2008. - № 10.
107. 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,
108. A.Н Харитонов // Потенциал. 2001. - № 4. - С.8-11.
109. 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,
110. B.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.
111. Облеков Г.И. Применение забойных фильтров на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, Г.В. Тимашев // Газовая промышленность. 1993. - № 3. - С. 2425.
112. Облеков Г.И. Проблемы геологического изучения и разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности. -2008. № 11.
113. 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.
114. Облеков Г.И. Прогнозирование разработки газовых залежей / Г.И. Облеков, Б.М. Палатник, И.С. Закиров// Газовая промышленность. 1989. - № 3. - С. 37-40.
115. Облеков Г.И. Разработка месторождений ООО «Надымгазпром» / Г.И. Облеков, В.И. Гордеев // Материалы 6 координационного геологического совещания.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. С.149-162.
116. Облеков Г.И. Разработка месторождений ООО «Надымгазпром» / Г.И. Облеков, В.И. Гордеев // Материалы 4 координационного совета главных геологов.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. С.62-72.
117. Облеков Г.И. Реализация системного подхода к изучению отработки продуктивных отложений // Технологии нефти и газа. 2008. - № 9.
118. Облеков Г.И. Результаты и перспективы развития ГРР ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания.-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. С.50-57.
119. Облеков Г.И. Состояние минерально-сырьевой базы и направления ее воспроизводства в районах деятельности П "Надымгазпром" II Труды ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 30-33.
120. Облеков Г.И. Стратегические проблемы и пути использования низконапорного газа // Технологии нефти и газа. 2008. - № 9.
121. Облеков Г.И. Сырьевая база газовой промышленности ЯНАО // Наука и техника в газовой промышленности. -2008. № 10.
122. Облеков Г.И. Теория и практика создания экологического регламента на строительство газовых скважин на Ямале: Монография. Санкт-Петербург, 2002. - 301 с.
123. 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.
124. Облеков Г.И. Устройство для проведения комплексных газодинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов,
125. A.И. Березняков, В.Б. Поляков // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: НТС. М.: ИРЦ Газпром, 1999. - №8. - С.44-50.
126. 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.
127. Обобщить мировой опыт использования низконапорного газа и разработать предложения по использованию месторождения Медвежье на завершающем этапе эксплуатации / Отчет о НИР / ООО «НИИГГ»; Руководитель А.Э. Конторович. Тюмень, 2004. - 320 с.
128. Омесь С.П. Изучение вероятностных характеристик коллекторов газа // Прикладная геофизика. М., 1979. - № 96.
129. Пат. 1633936 РФ. Сужающее фланцевое устройство / Г.И. Облеков,
130. B.М. Нелепченко, М.Н. Середа (Россия). Опубл. 8.11.90.
131. 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.
132. Пат. 1832831 РФ. Устройство для газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин / М.Н. Середа, В.М. Нелепченко, Г.И. Облеков (Россия). Опубл. 1993.
133. Пат. 1922211 РФ. Способ и устройство для освоения газовых и газоконденсатных скважин / Г.И. Облеков, М.Н. Середа, В.В. Ремизов,
134. В.М. Нелепченко, И.С. Немировский, В.Д. Дувинский (Россия). Опубл. 16.09.93.
135. Пат. 2015309 РФ. Способ создания скважинного фильтра / Г.В. Тимашев, Г.И. Облеков, Р.Ш. Гайфулин, Л.Н. Федоров, Н.В. Михайлов (Россия). Опубл. 30.06.94.
136. 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 (Россия). Опубл. 20.01.95.
137. 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.
138. Пат. 2051348 РФ. Частотный дифференциальный датчик давления / М.Н. Середа, А.П. Попов, В.П. Поликарпов, С.Е. Горлов, Г.И. Облеков (Россия). Опубл. 27.12.95.
139. 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.
140. 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 (Россия). Опубл. 27.09.97.
141. Пат. 2157882 РФ. Способ определения размеров и конфигурации зоны оттаивания ММП в приустьевой зоне скважины / А.И. Жильцов, В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, Г.К. Смолов, А.П. Попов, Г.В. Оленевич, А.Б. Осокин (Россия).- 0публ.20.10.2000.
142. Пат. 2157889 РФ. Пробоотборник и способ отбора проб жидкости / В.Ф. Зайнуллин, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, А.И. Березняков, Л.С. Забелина, Э.А. Дегтярев, Л.Ш. Зайнуллина, В.И. Кононов (Россия). Опубл. 20.11.2000.
143. Пат. 2159847 РФ. Устройство и способ контроля характеристик газового потока / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.Н. Березняков, А.В. Малков (Россия). Опубл. 27.11.2000.
144. Пат. 2159850 РФ. Устройство и способ проведения газогидродинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов,
145. A.И. Березняков, А.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). Опубл. 27.11.2000.
146. Пат. 2160834 РФ. Устройство для отбора проб жидкости /
147. B.Ф. Зайнуллин, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Э.А. Дегтярев, В.И. Кононов (Россия).- Опубл. 20.12.2000.
148. 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.
149. Пат. 2169604 РФ. Способ определения коэффициента сепарации / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, А.Н. Харитонов, В.Н. Гордеев, К.М. Давлетов, В.Б. Поляков, Л.С. Забелина (Россия).- Опубл. 27.06.2001.
150. Пат. 2202690 РФ. Способ разработки газового месторождения / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев,
151. A.Н. Харитонов (Россия). Опубл. 20.04.2003.
152. Пат. 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев,
153. B.Б. Поляков, А.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). Опубл. 20.04.2003.
154. Пат. 2202693 РФ. Способ диагностики технического состояния газовых скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев,
155. Ю.А. Архипов, А.Н. Харитонов, В.Б. Поляков, Л.С. Забелина (Россия). Опубл. 20.04.2003.
156. Пат. 2217588 РФ. Способ определения водного фактора газового промысла / В.И. Кононов, В.Ф. Зайнуллин, Г.И. Облеков, В.Н. Гордеев, А.И. Березняков, А.Е. Дурновцев, А.А. Миннибаев (Россия). Опубл. 27.11.2003.
157. 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.
158. Пат. 2232266 РФ. Способ газогидродинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев,
159. A.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). Опубл. 10.07.2004.
160. Пат. 2276254 РФ. Способ сборки фильтрующего блока /
161. B.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, И.А. Чернобровкин, В.Б. Поляков (Россия). Опубл. 10.05.2006.
162. Пат. 2279541 РФ. Способ помещения глубинных приборов в лубрикатор / В.И. Кононов, А.И. Березняков, Г.И. Облеков, И.А. Чернобровкин, В.Б. Поляков, Н.А. Клепиков (Россия). Опубл.10.07.2006.
163. Пат. 63854 РФ. Устройство для герметизации гибкого элемента в лубрикаторе / В.К. Голубкин, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, И.А. Чернобровкин, В.Б. Поляков, Н.А. Клепиков (Россия). Опубл.10.06.2007.
164. 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. 22.11.1999.
165. Перспективы наращивания сырьевой базы природного газа ООО «Надымгазпром» в Надым-Пуровском Междуречье и на полуострове Ямал: Отчет о НИР / ООО «НИИГИГ»; Руководитель С.Ф. Бахтуров, А.Э. Конторович. -Тюмень, 2006. 366 с.
166. Рассохин Г.В. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко и др. М.: Недра, 1979. - 272 с.
167. Ремизов В.В. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера / В.В. Ремизов,
168. 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.
169. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, г. Новосибирск, 2003 г. -Новосибирск, 2004. 113 с.
170. Система индексации твердых механических примесей "Импульс-2" / Г.И. Солдаткин, З.Н. Лаготский, В. Д. Карпюк, Г.И. Облеков // Информационный листок о научно-техническом достижении №90-3, серия 52.47.33. Москва: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990. - 4 с.
171. Система. Симметрия. Гармония. / Под ред. B.C. Тюхтина, Ю.Л. Урманцева. М.: Мысль, 1988. - 315 с.
172. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей / Л.Ф. Дементьев, Н.А. Туренков, А.Н. Кирсанов и др. // Обзорная информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождении. М.: ВНИИЭГазпром, 1984. - Вып. 5. - 44 с.
173. Справочник по нефтепромысловой геологии / Н.Е.Быков, А.Я.Фурсов, М.И.Максимов и др. М.: Недра, 1981.
174. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М.: Недра, 1985. - 215 с.
175. Технологический регламент по спуску сварных колонн. Надым.: НТЦ Надымгазпром, 1999. -17 с.
176. Технологический регламент проведения работ по освоению газовых скважин Медвежьего месторождения без выпуска газа в атмосферу. -Тюмень: НПО "Тюменгазтехнология", 1988. 20 с.
177. Технология добычи природных газов / Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1987. - 414 с.
178. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.- М.: Недра, 1990. -267 с.207. 1 Хусхуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. -190 с.
179. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. - 309 с.
180. Шпильман В.И. Методика прогнозирования размеров месторождений // Труды ЗапСибНИГНИ. 1972. - вып. 53. - С.118 - 126.
181. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. -199 с.
182. Bruce G.H. Calculations of Unstady—state Gas Flow through Porous Media / G.H. Bruce, D.W. Peaceman, H.H. Rachford, J.D. Rice. Trans.: AIME,1953. - 198 p.
183. Burshtein L.M. Quantitative Estimation of the Petroleum Potential of Poorly Explored Sedimentary Basin Petroleum Science / L.M. Burshtein,9
184. A.E. Kontorovich, V.R. Livshits, Li Gody. China, University of Petroleum. - vol.3. -№2-June 2000.-P. 1-10.
185. Ewing R.E. Efficient Use of Locally Refined Grids for Multiphase Reservoir Simulation. SPE №18413. -1989. - 125 p.
186. Kontorovich A.E. Size distribution and dynamics of oil and gas field discoveries in petroleum basins / A.E. Kontorovich, V.I. Dyomin, V.R. Livshits. -AAPG Bull, 2001. v.85. - №9. - P. 1609-1622.
187. Reid R.C. The Properties of Gases and Liquids / R.C. Reid, J.M. Prausnitz, B.E. Polling.- McGraw-Hill, 1987.
-
Облеков, Геннадий Иванович
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Надым, 2009
-
ВАК 25.00.12
- Дифференциация разреза сеноманских отложений севера Западной Сибири в связи с разведкой, подсчетом запасов и разработкой залежей углеводородов
- Применение трехкомпонентного геоакустического каротажа для решения геологических и технических задач при разработке газовых и газоконденсатных месторождений
- Совершенствование разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геолого-промысловой информации
- Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири
- Геолого-геохимические исследования нефтегазогенерационного потенциала палеозойских отложений Астраханского свода юго-западной части Прикаспийской впадины
