Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка методов и технологий разработки сенон-туронских газовых залежей севера Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методов и технологий разработки сенон-туронских газовых залежей севера Западной Сибири"

На правах рукописи

АХМЕДСАФИН СЕРГЕЙ КАСНУЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ СЕНОН-ТУРОНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЕВЕРА

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2013

5 ДЕК 2013

005542579

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Научный руководитель: - кандидат технических наук,

Красовский Александр Викторович

Официальные оппоненты:- Нанивский Евстахий Михайлович,

доктор технических наук, профессор, Открытое акционерное общество «Газпром промгаз», главный научный руководитель научно-технического центра - Облеков Геннадий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, Общество с ограниченной ответственностью НПП «Союзгазтехнология», советник

генерального директора Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 25 декабря 2013 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 25 ноября 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент ' Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большая часть добываемых запасов природного газа на севере Западной Сибири приходится на сеноманские залежи, наиболее значимые из которых (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. месторождения) находятся в стадии падающей добычи.

Одним из способов сохранения энергетического потенциала региона является добыча трудноизвлекаемых запасов газа, к которым можно отнести запасы газа сенон-туронских залежей, приуроченных к верхнему мелу.

Сегодня ввод в разработку этих залежей осложняется из-за их относительно низкой продуктивности. По сенон-туронским газонасыщенным отложениям практически отсутствует опыт добычи газа в промышленных масштабах. Достаточно успешный опыт строительства и эксплуатации экспериментальной двухзабойной скважины, предназначенной для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, получен на ЮжноРусском месторождении. Однако опыт первых лет эксплуатации показывает, что реализованная конструкция скважины не решает всех проблем успешного освоения турона, в частности выноса жидкости с забоев. Для эффективной разработки таких объектов и достижения необходимого уровня рентабельности необходимо применять инновационные технологии добычи, учитывать существующую газодобывающую инфраструктуру, опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры, использовать современные методы математического моделирования, что и определяет актуальность данной работы.

Цель работы

Повышение эффективности разработки газовых месторождений севера Западной Сибири за счет создания новых методов освоения сенон-

туронских продуктивных отложений и обоснования способов их совместной эксплуатации с сеноманскими газовыми залежами.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов и технологий разработки газовых залежей с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

2. Исследование и разработка методов одновременной эксплуатации нескольких газоносных пластов, значительно различающихся по запасам и продуктивности.

3. Обоснование оптимального профиля эксплуатационных скважин, обеспечивающего увеличение газоотдачи сенон-туронских отложений, с помощью современных методов геолого-технологического моделирования.

4. Разработка методики проектирования оптимальной схемы размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

5. Обоснование и выбор наиболее эффективного способа совместной эксплуатации туронской и сеноманской газовых залежей на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).

6. Технико-экономическая оценка эффективности авторских решений по разработке верхнемеловых газовых залежей на примере Заполярного НГКМ.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются сенон-туронские газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования -теоретические основы, технологии и методы разработки трудноизвлекаемых запасов газа.

Научная новизна выполненной работы

1. Новые научно-технические и технологические решения, позволяющие повысить эффективность добычи газа в осложненных условиях за счет использования единой промысловой инфраструктуры для нескольких газовых залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками.

2. Алгоритм, позволяющий оптимизировать схему размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств залежи, профиля ствола скважины и максимального охвата дренированием на всех этапах разработки.

3. Впервые для добычи сенон-туронского газа в Западной Сибири предложены и обоснованы профили скважин с восходящим стволом, позволяющие обеспечить оптимальные технологические режимы, повысить продуктивность скважин и конечную газоотдачу из залежи.

Практическая ценность и реализация

1. Методика обоснования схемы размещения скважин и методика расчета профиля ствола скважины в пласте использованы при проектировании разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. Протоколом центральной комиссии разработки «Роснедра» утверждено решение о бурении скважины с восходящим стволом, что позволит в 2-3 раза повысить ее производительность и увеличить коэффициент извлечения газа.

2. Апробация разработанного алгоритма, реализованного в программном продукте «Оптимизация размещения проектного фонда скважин», осуществлена в рамках проектных документов, при обосновании схемы размещения скважин на Северо-Каменномысском газоконденсатном месторождении, расположенном в акватории Обской губы, и на туронской залежи Заполярного НГКМ.

3. Основные результаты работы вошли в проект на строительство туронских скважин Южно-Русского месторождения.

Основные защищаемые положения

1. Методика оптимизации схемы размещения эксплуатационных скважин на площади залежи, позволяющая повысить степень извлечения газа из пласта.

2. Методика выбора профилей забоев скважин, позволяющая обеспечить увеличение их производительности и срок безводной эксплуатации.

3. Новые научно-технические решения, обеспечивающие одновременную эксплуатацию залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками, самостоятельными сетками скважин и совместной эксплуатации наземного оборудования.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует паспорту заявленной специальности, а именно, пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2010-2013 гг.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2008-2012 гг.); семинарах кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (г.Тюмень, 2013г.); международном газовом конгрессе (г. Буэнос Айрес, 2009 г.); второй научной конференции «Базы данных, инструменты и информационные основы полярных геофизических исследований» (г. Троицк, 2012 г.); Международной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (г. Москва, 2012 г.); заседаниях Западно-Сибирской

нефтегазовой секции Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (г.Тюмень, 2012-2013 гг.) и V научно-практической конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2013 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 15 печатных работах, в том числе в 7 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 19 таблиц, 89 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 105 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные задачи исследований и сформулированы защищаемые положения.

В первом разделе приведен обзор научных исследований в области разработки газовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, проанализированы фактические данные о продуктивности скважин, пробуренных на сенонские и туронские отложения в Западной Сибири, изучены современные технологии и методы разработки сложнопостроенных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, определены основные направления совершенствования разработки и перспективные способы интенсификации отборов газа.

В результате анализа предыдущих исследований автором сделан вывод, о том что для сохранения текущей конкурентоспособности России на мировом рынке газовой продукции необходимо увеличение инвестирования в изучение и освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами, извлечение

которых применяемыми на сегодняшний день традиционными технологиями невозможно.

По последним оценкам геологов на объектах сенон-туронского газоносного комплекса на севере Западной Сибири сосредоточено до 18 % запасов газа, относящихся к трудноизвлекаемым. Оценка геологического строения и перспектив газоносности сенон-туронских отложений на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) по данным сейсморазведки и скважинной информации свидетельствует о том, что масштабы запасов сенон-турона являются весьма значительными. В залежах Заполярного, Южно-Русского, Харампурского, Тэрельского и Медвежьего месторождений в туронском ярусе содержатся скопления газа промышленных масштабов, опыт изучения которых позволил получить ценную информацию о продуктивности скважин и перспективах промышленной разработки.

Наиболее перспективной для скорейшего освоения является туронская газовая залежь Заполярного месторождения, так как накопленный объем информации дает достаточное представление о залежи в целом. Опытно-промышленная разработка этих отложений еще не велась.

Создание и совершенствование методов эффективной добычи трудноизвлекаемых запасов газа - важнейшая проблема эффективного использования недр. К таким методам можно отнести гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных (пологонаправленных), субгоризонтальных и многозабойных скважин, радиальное вскрытие пластов и др.

Анализ имеющихся данных показал, что разбуривание газовых и нефтяных залежей с низкими продуктивными характеристиками горизонтальными и, особенно, горизонтально-разветвленными скважинами ведет к повышению продуктивности скважин, так как при этом увеличивается объем дренирования продуктивной толщи, снижается скорость поступления воды в залежь в процессе эксплуатации.

Проведение работ по радиальному вскрытию пластов применимо для

интенсификации притока в скважинах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и продуктивными характеристиками, такими как сенон-туронские отложения. При этом отслеживание процесса обводнения пласта можно проводить используя высокоточные четырехмерные гравиметрические измерения.

Во втором разделе автором проанализированы возможные конструкции скважин и обоснован оптимальный профиль и положение забоев эксплуатационных скважин сенон-туронских газовых залежей с точки зрения увеличения газоотдачи и продуктивности.

Анализ результатов исследований разведочных скважин показал, что изученность туронской газовой залежи Заполярного месторождения сравнительно низкая. Наиболее представительными являются материалы по испытанию трех скважин, по которым получены максимальные значения дебитов газа в диапазоне от 34 до 59 тыс. м3/сут. Пластовые давления изменяются в небольшом диапазоне от 12,23 до 12,34 МПа и в среднем составляют 12,30 МПа.

С целью оптимизации процесса добычи, снижения затрат и извлечения максимума разведанных запасов для бурения на Заполярном месторождении автором были рассмотрены различные варианты профилей скважин со сложной архитектурой с учетом геолого-технологических ограничений. Варианты предусматривают проектирование однозабойной и двухзабойной скважин с открытым и цементированным хвостовиком. Максимальные интервалы вскрытия по длине ствола приняты от 300 до 1000 м.

Выбор наиболее эффективных профилей скважин выполнен путем оценки наилучших вариантов разработки по результатам численных экспериментов на гидродинамической модели с использованием опции мультисегментной модели скважины, позволяющей моделировать скорость жидкости на забое.

Для постановки численных экспериментов выбрано два участка расположения проектных скважин: в южной и северной частях туронской залежи Заполярного месторождения с малой и высокой плотностью запасов газа соответственно.

При воспроизведении исследований, проведенных в разведочных скважинах туронской залежи, в фильтрационной модели итерационным методом выполнена настройка продуктивности. Для обоснования проектной продуктивности по каждому из вариантов типовых профилей скважин проведены расчеты, симулирующие результаты газодинамических исследований.

Анализ полученных результатов показал, что стабильный рост продуктивности скважин при увеличении длины вскрытия пласта прекращается для однозабойной скважины с цементируемым хвостовиком по пласту при длине вскрытия 600 м и однозабойной скважины с восходящим не цементируемым хвостовиком (башмак НКТ в нижней точке траектории) и длине вскрытого интервала по пласту 800 м.

Данные варианты профиля однозабойной скважины рекомендованы

для дальнейшего исследования (рисунок 1).

-Траектория ... -- ■ ......—,

Глубина по вертикален,_м_ оооооооооооооооо 980 990 1000 _ 1010 1020 -; 1030 \

_ -Кровля пласта Т). -Подошва пласта Т|. 12(ю.о -Глубина по стволу. \

|

\

\

1050 1060 о Ю70 го 1080 ^ 1090 ^ 1100 ^ 1110 1120 1130 1140

_ -4

г?

.и ч 1А

_ —1—

1140 00 00 00 30 Отх Ю 600 7 од от ус 30 тъя 0 по 30 1000 1100 1 оризонталу СО 13 > м Ю0 1 I Ю0 1500 16С 100 оо 00 «0 500 600 700 3 Отход отустъя оо ай 1М0 1 по горизон К> 12Ю 1300 1<00 1600 1601 тали, м

а) б)

Рисунок 1 - Профиль однозабойной скважины: а) с цементируемым хвостовиком по пласту при длине вскрытия 600 м; б) с восходящим открытым забоем, длина вскрытого интервала по пласту 800 м

В результате анализа автором даны следующие рекомендации:

- с целью снижения затрат на разработку туронской залежи Заполярного НГКМ рекомендуется реконструкция простаивающих по тем или иным причинам сеноманских газовых скважин путем бурения боковых стволов на туронский продуктивный горизонт;

- с целью вовлечения в эксплуатацию самозадавливающихся сеноманских скважин возможно применение газлифтного способа эксплуатации путем подачи туронского газа на забой сеноманской скважины и подъем полученной смеси методом безкомпрессорного газлифта.

В третьем разделе автором рассмотрены теоретические основы, методы и новые решения задачи по оптимизации размещения фонда добывающих скважин и предложена оригинальная методика оптимизации схемы размещения эксплуатационных скважин по площади залежи со сложными профилями, реализованная в созданном программном продукте.

На основе выполненной работы сформулирован алгоритм (рисунок 2), заключающийся в объединении критериев оценки применимости и эффективности каждого варианта разработки и соответственно сценария добычи углеводородов.

Сформулированный алгоритм реализован в программе «Оптимизация размещения проектного фонда скважин», позволяющей произвести выбор рациональных параметров траекторий скважин с учетом локализации подвижных запасов углеводородов, близости газоводяного горизонта и анализа свойств пласта в зоне дренирования.

Автоматический перебор большого числа вариантов расположения проектного фонда скважин дает возможность значительно сократить время по сравнению с «ручной работой» и повысить эффективность принятых решений, что в итоге ведет к увеличению текущей и конечной газоотдачи.

Процесс подбора выполняется последовательно в пяти модулях, в каждом из которых реализован свой алгоритм для выполнения определенной функции.

12 Начало

Ввод исходных параметров:

Кубы проницаемости по направлениям X, У, Ъ, песчанистости, насыщенности, высоты ячеек, поверхность кровли пласта и ГВК, период прогнозного расчета

Оценка радиуса дренирования скважин

Оптимизация расположения скважин

а. Оценка площади и объема, занимаемой перфорированными областями стволов скважин

Ь. Выделение областей с иевыработанными подвижными запасами

Определение диапазона изменений параметров в области возможного расположения стволов скважнн_

Оптимизация размещения перфорированных участков боковых стволов скважины

а. Формирование возможных вариантов положений боковых стволов Ь. Выбор оптимальной траектории на основе анализа ФЕС с. Расстановка стволов скважины

Применение полученных результатов для _гидродинамической модели_

Вывод результатов:

Текстовый файл с данными об оптимальных профилях скважин в формате гидродинамического симулятора

Конец

Рисунок 2 - Общая блок-схема алгоритма оптимизации размещения скважин и профилей стволов

Для газовой залежи картой качества служит карта запасов, рассчитанная по формуле (1)

V S ■(Р-а-Р )b

Q _ рог ¡>us \ КОН / ^jQ

где О - текущие (начальные) запасы газа, млн. м3; V - поровый объем, млн. м3; текущее значение газонасыщенности, д.ед.; Р,Ркон-

текущее (начальное) и конечное давление, МПа; РШ1, - атмосферное давление, МПа; а - поправка на свойства газа; Ь - температурная поправка.

Пример рассчитанной карты качества газовой залежи Южно-Русского месторождения изображен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Карта качества запасов Южно-Русского месторождения

Основным критерием для расстановки проектных кустов является величина подвижных запасов газа, сосредоточенных в зоне размещения куста.

Алгоритм автоматизированной расстановки кустов представляется следующим образом:

1)в автоматическом режиме производится перемещение шаблона по построенной карте качества и находится положение, соответствующее максимальному значению суммарных подвижных запасов внутри него;

2) фиксируется найденное положение (расстановка первого куста закончена). Чтобы при последующей расстановке кусты не пересекались друг с другом, значения запасов вокруг найденного куста исключаются;

3) далее, повторяя алгоритм с пункта 1, проводится расстановка требуемого количества проектных кустов.

Варьируя параметрами подбора положения шаблона и его размерами, строятся различные варианты размещения профилей скважин в кустах.

Алгоритм выбора профилей забоев скважин состоит из следующих

шагов:

1)в автоматическом режиме производится перемещение профилей (подбором азимутального угла и радиуса вокруг центра куста) по построенной карте качества в пределах области дренирования куста и находится положение, соответствующее максимальному значению суммарных подвижных запасов внутри него;

2) фиксируется найденное положение (выбор первого профиля закончен). Чтобы при последующей расстановке забои не пересекались друг с другом, значения запасов вокруг найденного положения исключаются из расчета;

3) далее, повторяя алгоритм с пункта 1, проводится выбор требуемого количества профилей забоев скважин.

Предложенный алгоритм расстановки забоев на проектном кусте позволяет свести к минимуму их влияние друг на друга, и, в то же время, не пропустить зоны с невыработанными запасами.

При бурении пологонаправленных скважин требуется, чтобы на входе в насыщенный пласт ствол скважины уже имел требуемую траекторию и далее не менял ее. Тем самым задается ограничение на максимальную глубину точки начала искривления траектории ствола в зависимости от требуемого зенитного угла и кривизны траектории (рисунок 4)

1 OQ

Z(<9, v.) < Z,op--— (1 - cos в) ■ ctg в, (2)

где 2 - точка начала искривления траектории скважины; в - зенитный

угол, Ув - кривизна траектории, д.ед.; 2шр - точка входа в пласт.

Другим важным параметром, ограничивающим максимальную глубину точки искривления, является расстояние между вертикалью и точкой входа скважины в насыщенный пласт гт|п.

Для уменьшения интерференции зон дренирования скважин внутри одного куста желательно, чтобы гП11П > Л, где 11 - радиус дренирования скважины, что соответствует неравенству (3)

г(в,ч)<гюр-и-сове. (3)

Программе задается максимальное количество скважин, которое нужно разместить на каждом кусте, количество забоев (1-, 2- и 3-х забойные).

Наилучшие положения забоя определяются критерием качества, рассчитанным для траекторий всех стволов. На данном этапе оптимизации определяются оптимальные траектории скважин и их взаимное расположение на кусте. Данный этап делится на два подэтапа:

- выбор оптимальных по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) областей возможного положения забоев;

- выбор оптимальных положений профилей внутри выбранных областей осуществляется посредством проведения серии гидродинамических расчетов.

Формирование возможных вариантов положений

пологонаправленных стволов осуществляется аналогично модулю «Шаблоны», причем задаются следующие разбиения диапазонов изменения варьируемых величин:

- азимутальный угол П: интервал [0,360] разбивается на

частей;

- радиус подбора положения шаблона 11ш: интервал , ] разбивается на Nw частей;

- зенитный угол 9: интервал [0т|„,#тах] разбивается на Ыв частей.

В результате получается Ыа ■ ■ различных вариантов (рисунок 5).

Рисунок 5 - Различные варианты расстановки профилей скважин по конечным расположениям забоев

Для количественной оценки построенного варианта траектории пологонаправленного ствола скважины (или траекторий многозабойной скважины) удобно использовать суммарный показатель эффективности выбранной проводки ствола / , причем, чем больше его значение, тем лучше вариант

f = Л-^--(4)

где /- суммарный показатель эффективности проводки ствола скважины, характеризующий качество вскрытия разреза, м3-м; V,,,,,. - поровый объем, м3; 58(И - газонасыщенность, д.ед.; - критическая газонасыщенность, д.ед.; К - коэффициент проницаемости, мкм2; /г - толщина пласта, м; Л^ГС -коэффициент песчанистости, д.ед.; Кг - вертикальная проницаемость, мкм2.

Чем больше значения величин проводимости и подвижных запасов в области скважины, тем лучше они дренируются и тем больше добыча продукции.

В результате создается необходимый управляющий файл для запуска гидродинамического расчета, формируется реестр траекторий и указываются вскрытые данными траекториями ячейки.

Приложение протестировано на Северо-Каменномысском нефтегазоконденсатном месторождении, расположенном в акватории Обской губы, в процессе выбран наилучший вариант расстановки скважин, который рекомендован в проектном документе.

Программный продукт применен для формирования варианта оптимальной схемы размещения скважин для туронской залежи Заполярного месторождения.

В четвертом разделе автором дано научно-практическое обоснование эффективной разработки туронской залежи Заполярного месторождения скважинами, схема размещения и профиль которых предложены с учетом предыдущих исследований. Для определения наилучшего и наиболее эффективного сценария разработки выполнена технико-экономическая оценка совместной разработки туронской и сеноманской залежей.

Первоочередной задачей исследований являлось определение наиболее эффективного, как с технологической, так и с экономической точки

зрения, подхода для организации совместной эксплуатации сеноманскои и туронской залежей.

Первоначально рассмотрено четыре сценария разработки (рисунок 6 и таблица 1), предусматривающих совместную эксплуатацию двух залежей, различающихся профилями забоев и количеством эксплуатационных скважин на туронские отложения. Далее рассмотрен еще один сценарий с размещением проектного фонда скважин лучшего из сценариев по площади месторождения без привязки к сеноманским кустовым площадкам.

Сценарии разработки

7 V

дополнительная бурение боковых строительство 166 строительство 166

перфорация 272 стволов в 272 пологих однозабойных скважин

сеноманских сеноманских однозабойных с восходящим

скважин с скважинах с скважин с открытым забоем и

обеспечением обеспечением цементируемым вскрытием пласта по

технологии технологии хвостовиком и длине ствола 800 м

естественного естественного вскрытием пласта по

газлифта газлифта длине ствола 600 м

при помощи разработанного алгоритма произвести перераспределение проектного фонда скважин по всей площади залежи без привязки к сеноманской газосборной сети _для наилучшего из сценариев_

Рисунок 6 - Рассмотренные сценарии разработки туронской залежи

В результате расчетов наибольшие накопленные отборы газа прогнозируются по сценарию разработки 5 и составляют 75,63 млрд. м3 при текущем коэффициенте газоотдачи 37,1 %. Более высокий коэффициент извлечения газа связан с сохранением всего эксплуатационного фонда (166 ед.). То есть дальнейшая эксплуатация возможна 100 % проектного фонда при условии обеспечения минимального суточного отбора газа с промысла.

В качестве критериев экономической эффективности разработки туронской залежи приняты следующие показатели: чистый денежный поток, чистый доход, чистый дисконтированный денежный поток, чистый

дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности дисконтированных инвестиций, срок окупаемости дисконтированных инвестиций.

Таблица 1 - Сравнение технологических показателей по рассмотренным сценариям эксплуатации туронской залежи Заполярного НГКМ

Сценарии разработки 1 2 3 4 5

Фонд действующих скважин, ед. 760 760 654 654 654

-сеноманского промысла: 488 488 488 488 488

-туронского промысла: 272 272 166 166 166

в т.ч. новых скважин 166 166 166

в т.ч. дополнительная перфорация 272

в т.ч. бурение боковых стволов 272

Рассматриваемый период разработки, лет 26 20 33 33 33

Накопленные отборы газа за рассматриваемый период разработки, млрд. м3 45,5 32,1 58,1 70,4 75,6

Коэффициент извлечения газа, % 22,0 15,5 28,1 34,0 37,1

Максимальные отборы газа за год за период разработки, млрд. м3 3,62 2,99 4,19 5,81 5,73

Максимальный дебит скважин за период разработки, тыс. м3/сут 50 61 105 142 208

Период расчета, лет 26 21 33 33 33

.1 Отбор газа, млрд. м 43,75 32,14 57,87 69,97 75,63

Товарный газ, млрд. м 43,75 32,13 57,86 69,96 75,61

Выручка от реализации, млн. руб. 148646 109189 196609 237712 256920

Капитальные вложения, млн. руб. - 70611 22722 27423 93559

Возврат НДС из бюджета - 10771 3466 4183 14272

Эксплуатационные затраты, млн. руб. 137323 165485 145675 161365 232146

в т. ч. амортизационные отчисления - 59840 19256 23240 79287

Прибыль от реализации, млн. руб. 11323 -56297 50934 76348 24775

Налог на прибыль, млн. руб. 4627 - 10193 15270 7559

Чистая прибыль, млн. руб. 6695 -56297 40741 61078 17216

Чистый доход, млн. руб. 6695 -56297 40741 61078 17216

Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. руб. 1535 -6760 5798 10011 -10058

Внутренняя норма доходности (ВНД), % - - 31,7 45,2 2,6

Срок окупаемости по ЧДД, лет - - 4,7 3,7 -

Индекс доходности дисконтированных инвестиций, д. ед. - 0,2 1,8 2,1 0,7

Чистый дисконтированный доход государства, млн. руб. 4950 4216 16456 21752 21458

На основе проведенной технико-экономической оценки предложенных сценариев разработки туронской залежи сценарий разработки 5 характеризуется меньшей эффективностью, чем сценарий 4. Так, не смотря на больший накопленный отбор газа, сценарий 5 показывает отрицательный ЧДД в силу больших инвестиций на строительство новых скважинных площадок.

Поэтому наибольшую эффективность и доходность по совместной оценке показал сценарий 4, предусматривающий строительство 166 однозабойных скважин с восходящим открытым забоем и интервалом вскрытия пласта 800 м.

На основе технологических решений лучшего сценария 4 с учетом создания единой геолого-технологической модели туронской и сеноманской залежей, следующим этапом исследований являлось определение наилучшего сценария совместной разработки туронской и сеноманской залежей (рисунок 7), в которые заложены дополнительные ограничения устьевых давлений, определяемые сеноманской системой газосбора.

Сценарии совместной эксплуатации

Сценарий совместной эксплуатации 1 Сценарий совместной эксплуатации 2

эксплуатация сеноманской и туронской залежей с использованием существующей системы сбора газа сеноманского промысла строительство собственной газосборной сети туронского промысла с использованием существующих мощностей по переработке и компримированию продукции

Рисунок 7 — Рассмотренные сценарии совместной разработки туронской и сеноманской залежей

По мере снижения значения рабочего дебита сеноманских скважин до критического рассматривается реконструкция скважин путем замены лифтовых колонн на трубы диаметром 60 мм, после чего минимальный

дебит, ограничивающий работу скважин, устанавливается 10 тыс. м3/сут. По мере снижения расхода газа на установке комплексной подготовки в трехмерной газогидродинамической модели предусмотрена реконструкция газосборной сети сеноманского промысла.

Как показали расчеты, создание собственной сети сбора газа туронской залежи незначительно повлияет на динамику основных технологических показателей разработки, различия между значениями накопленного отбора газа по рассмотренным сценариям минимальны. Наиболее явные отличия наблюдаются в показателях отбора газа туронской залежи.

Технико-экономическая оценка сценариев совместной разработки сеноманской и туронской залежей выполнена в соответствии с принятыми выше исходными данными с добавлением данных касающихся разработки сеноманской залежи.

По результатам выполненных расчетов можно сделать вывод, что разработка туронской залежи за рассматриваемый период будет эффективной по обоим сценариям, так как ожидаемый чистый дисконтированный доход положительный и составляет 8,06-10,01 млрд. руб.

Более эффективным является сценарий совместной разработки 1, который предусматривает использование существующей системы сбора продукции сеноманского промысла и характеризуется следующими показателями эффективности: ЧДЦ - 10,01 млрд. руб., ВИД - 45,17 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Анализ существующих методов и технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами газа позволяет утверждать, что на сегодняшний день отсутствует методика оптимизации схемы размещения и профиля забоев эксплуатационных скважин для эффективной добычи газа из сенон-туронских залежей.

2. Совместная эксплуатация скважин на сенон-туронские и сеноманские газовые залежи не эффективна из-за значительных ограничений, связанных с режимами работы скважин.

3. Автором установлено, что наиболее эффективным способом проводки эксплуатационных скважин, вскрывающих газонасыщенные пласты с пониженными ФЕС, является восходящий профиль ствола. При этом башмак насосно-компрессорной трубы располагается в нижней точке траектории, что обеспечивает стабильный вынос жидкости и долговременную безводную эксплуатацию. Скважины должны оборудоваться противопесочным фильтром по длине продуктивного интервала.

4. Предложенная автором методика позволяет оптимизировать схему размещения эксплуатационных скважин с учетом ФЕС залежи, профиля скважины и положения забоев, что дает потенциал наибольшего вовлечения периферийных запасов газа, обеспечивает стабильные технологические режимы работы скважин, увеличивает дебит одной скважины в 2-3 раза и накопленную добычу газа на 10 %.

5. Разработка туронской залежи Заполярного месторождения самостоятельной сеткой однозабойных скважин с восходящими профилями стволов позволит получить рентабельные уровни годовых отборов газа и наиболее эффективно вовлечь в разработку запасы углеводородного сырья.

6. Эффективная разработка сенон-туронских залежей возможна только в условиях совместной эксплуатации уже построенных для добычи сеноманского газа наземных объектов добычи и скорейшего ввода данных залежей в промышленную разработку.

7. Технико-экономическая оценка показала, что, не смотря на низкие ФЕС и дебиты скважин, разработка сенон-туронских залежей севера Западной Сибири рентабельна.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Ахмедсафии С.К. Поиск оптимального решения при выборе местоположения проектных скважин на площади газовой залежи / С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, А.Н. Лапердин, A.B. Красовский, А.Д. Балашов, Д.А. Митрушкин, П.Ю. Томин // Научно-технический журнал. Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - № 2. - С. 35-41.

2. Кирсанов С.А. Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин / С.А. Кирсанов, С.К. Ахмедсафин // Журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2011. - № 3. - С. 92-99.

3. Андреев О.П. Контроль техногенных последствий отбора газа из недр гравиметрическим мониторингом / О.П. Андреев, С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, А.К. Арабский, Д.Н. Кобылкин // Научно-технический журнал. Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - № 1. - С. 6-13.

4. Ахмедсафин С.К. Перспективы повышения эффективности водоизоляционных работ в газовых скважинах / С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, В.Н. Хлебников, П.М. Зобов // Научно-технологический журнал. Технологии нефти и газа. - 2012. - № 2. - С. 29-35.

5. Кирсанов С.А. Определение расхода газа, обеспечивающего вынос жидкости с забоя / С.А. Кирсанов, С.К. Ахмедсафин, Ю.Н. Васильев // Научно-технологический журнал. Технологии нефти и газа. - 2012. - № 2. - С. 39-43.

6. Кирсанов С.А. Использование гравиметрических наблюдений для контроля процесса обводнения при разработке месторождений природного газа / С.А. Кирсанов, С.К. Ахмедсафин, O.A. Богданов // Научно-технический журнал. Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - № 3. - С. 2-8.

7. Ахмедсафин С. К. Оптимизация схем размещения проектного фонда скважин на площади морского месторождения природного газа / С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, A.B. Красовский, А.Д. Балашов, А.Н. Никифоров // Журнал «Наука и техника в газовой промышленности». -2012. -№3.- С. 26-32.

В других изданиях.

8. О. Andreev. New well survey methods minimising technogenic environmental impact / O. Andreev, I. Zinchenko, S. Kirsanov, S Akhmedsafin // Papers of 24th World Gas Conference. Argentina 2009. IGU.

9. Ахмедсафин C.K. Результаты исследований по уточнению газодинамической связи верхней и нижней части геологического разреза сеноманской залежи Заполярного НГКМ / С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин, A.B. Красовский, А.П. Смирнов // Научно-технический и производственный журнал. Наука и ТЭК. - 2011. - № 5. - С. 68-72.

10. Андреев О.П. Повышение экологической безопасности процесса разработки месторождений шельфа Обско-Тазовского региона / Андреев О.П., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Арабский А.К., Кобылкин Д.Н. // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2011. - 4 кв.. -С. 44-48.

П.Кирсанов С.А. Гравиметрический мониторинг - составная часть контроля процесса обводнения при разработке месторождений природного газа / Кирсанов С.А., Ахмедсафин С.К., Богданов O.A. // Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов (HCFD): тезисы докладов II Международной научно-практической конференции 1516 мая 2012г. -2012, стр. 34.

12. Андреев О.П. Комплекс новых геолого-физических методов контроля разработки газовых месторождений, минимизирующих техногенное воздействие на окружающую среду / Андреев О.П., Арабский А.К., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Кобылкин Д.Н. // Вторая научная конференция «Базы данных, инструменты и информационные основы полярных геофизических исследований», 22-26 мая 2012г., - 2012, стр.32

13. Кирсанов С.А. Перспективы применения гидравлического разрыва пласта при разработке Ямбургского месторождения / С.А. Кирсанов, С.К. Ахмедсафин, Р.Ф. Шарафутдинов, М.И. Меркушев // Научно-технический журнал. Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - № 2. - С. 16-23.

14. Голышев С.И. Изотопно-геохимические исследования межколонных газопроявлений на Заполярном НГКМ / С.И. Голышев, С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов и др. // Ежеквартальный научно-технический журнал «Геология и минеральное сырье ресурсы Сибири». - 2012. - № 1. - С. 83-93.

15. Черепанов В.В. Моделирование продуктивности газовых скважин: Монография / В.В. Черепанов, A.B. Красовский, А.Н. Лапердин, С.К. Ахмедсафин, С.А. Скрылев - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. - 264 с.

Соискатель

Ахмедсафин С. К.

Подписано к печати 22.11.2013 г. Формат бумага 60x841/16. Усл. печ. л. 1,00. Заказ № 185. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИгапрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ахмедсафин, Сергей Каснулович, Тюмень

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»

(ООО «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»)

На правах рукописи

и^ит 455321

АХМЕДСАФИН СЕРГЕЙ КАСНУЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ СЕНОН-ТУРОНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЕВЕРА

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель — кандидат технических наук,

Красовский А.В.

Тюмень-2013

СОДЕРЖАНИЕ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ..................................................................................................5

РАЗДЕЛ 1. ОБЗОР НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ

РАЗРАБОТКИ СЕНОН-ТУРОНСКОГО ГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА. 10

1.1 Особенности выработки трудноизвлекаемых запасов газа............................................10

1.2 Характеристика продуктивности скважин, пробуренных на туронские отложения..................................................................................................................................................................17

1.2.1 Общие сведения............................................................................................................................................17

1.2.2 Заполярное месторождение..............................................................................................................19

1.2.3 Южно-Русское месторождение....................................................................................................23

1.2.4 Медвежье месторождение............................................................................................................26

1.3 Технологии и методы, применяемые при эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами газа....................................................................................................27

1.3.1 Общие сведения............................................................................................................................................27

1.3.2 Южно-Русское месторождение..................................................................................................28

1.3.3 Медвежье месторождение................................................................................................................31

1.4 Методы повышения интенсификации отборов газа............................................................33

1.4.1 Общие сведения..........................................................................................................................................33

1.4.2 Гидроразрыв пласта..................................................................................................................................34

1.4.3 Горизонтальное бурение скважин........................................................................................35

1.4.4 Радиальное бурение скважин....................................................................................................37

1.4.5 Бурение многозабойных скважин..........................................................................................40

1.5 Выводы по первому разделу..................................................................................................................43

РАЗДЕЛ 2. ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ И КОНСТРУКЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА СЕНОН-ТУРОНСКИЕ ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ С УЧЕТОМ ОПЫТА

СТРОИТЕЛЬСТВА И ОПРОБОВАНИЯ..............................................................................................46

2.1 Постановка задачи..............................................................................................................................................46

2.2 Профили скважин................................................................................................................................................47

2.3 Конструкции скважин......................................................................................................................................48

2.4 Обоснование профилей скважин для дальнейшего проектирования....................50

2.4.1 Моделирование потерь, возникающих вследствие газожидкостного дрейфа потока..............................................................................................................................................50

2.4.2 Анализ и воспроизведение исследований в разведочных скважинах, определение продуктивных характеристик проектных скважин..................59

2.5 Обоснование эффективных технологических подходов к совместной

промышленной разработке сенон-туронских и сеноманских залежей .. 68

2.5.1 Особенности техники и технологии добычи углеводородов на разрабатываемой туронской залежи газа Южно-Русского месторождения............................................................................................................................................68

2.5.2 Обоснование компоновки эксплуатационных скважин..........................................71

2.6 Выводы по второму разделу........................................................................................................................80

РАЗДЕЛ 3. МЕТОДИКА ОПТИМАЛЬНОЙ РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

СО СЛОЖНЫМИ ПРОФИЛЯМИ............................................................................................................83

3.1 Постановка задачи..........................................................................................................................................83

3.2 Теоретические основы, методы и новые научные направления и решения по оптимизации задачи оптимального расположения проектного фонда скважин......................................................................................................................................................................................84

3.3 Создание программы «Оптимизация размещения проектного фонда скважин»....................................................................................................................................................................92

3.3.1 Описание программной утилиты............................................................................................92

3.3.2 Построение карты качества..........................................................................................................93

3.3.3 Расстановка кустов..............................................................................................................................94

3.3.4 Распределение шаблонов скважин............................................................................................98

3.3.5 Определение траектории скважин........................................................................................100

3.3.6 Автоматический выбор параметров размещения шаблонов и траекторий скважин в кусте............................................................................................................103

3.3.7 Расчет на прогноз..................................................................................................................................106

3.3.8 Интерфейс и описание хода работы программы......................................................106

3.4 Выводы по третьему разделу................................................................................................................113

РАЗДЕЛ 4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА СЦЕНАРИЕВ РАЗРАБОТКИ 116 ТУРОНСКОЙ И СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПОЛЯРНОГО НГКМ ...

4.1 Обоснование сценариев разработки туронской залежи Заполярного НГКМ....................................................................................... 116

4.2 Технологические показатели сценариев разработки туронской газовой залежи..................................................................................... 118

4.3 Технико-экономическая оценка сценариев разработки туронской залежи Заполярного НГКМ...................................................................... 123

4.3.1 Исходные данные для расчета технико-экономической оценки........... 123

4.3.2 Технико-экономический анализ сценариев разработки..................... 128

4.4 Интегрированная геолого-технологическая модель сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ с учетом состояния обустройства 132

4.5 Проектирование совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ............................................................ 142

4.5.1 Обоснование сценариев совместной разработки............................. 142

4.5.2 Технологические показатели сценариев совместной эксплуатации туронской и сеноманской газовых залежей.................................... 143

4.6 Технико-экономическая оценка сценариев совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей Заполярного НГКМ.......................... 151

4.6.1 Общие положения................................................................... 151

4.6.2 Технико-экономические показатели разработки сеноманской залежи 151

4.6.3 Технико-экономические показатели разработки туронской залежи для

совместной эксплуатации......................................................... 153

4.6.4 Технико-экономические показатели совместной эксплуатации

сеноманской и туронской залежей............................................. 155

4.6.5 Анализ рисков...................................................................... 157

4.7 Выводы по четвертому разделу....................................................... 158

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ....................................... 161

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ................................. 162

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большая часть добываемых запасов природного газа на севере Западной Сибири приходится на сеноманские залежи, наиболее значимые из которых (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. месторождения) находятся в стадии падающей добычи.

Одним из способов сохранения энергетического потенциала региона является добыча трудноизвлекаемых запасов газа, к которым можно отнести запасы газа сенон-туронских залежей, приуроченных к верхнему мелу.

Сегодня ввод в разработку этих залежей осложняется из-за их относительно низкой продуктивности. По сенон-туронским газонасыщенным отложениям практически отсутствует опыт добычи газа в промышленных масштабах. Достаточно успешный опыт строительства и эксплуатации экспериментальной двухзабойной скважины, предназначенной для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, получен на ЮжноРусском месторождении. Однако опыт первых лет эксплуатации показывает, что реализованная конструкция скважины не решает всех проблем успешного освоения турона, в частности выноса жидкости с забоев. Для эффективной разработки таких объектов и достижения необходимого уровня рентабельности необходимо применять инновационные технологии добычи, учитывать существующую газодобывающую инфраструктуру, опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры, использовать современные методы математического моделирования, что и определяет актуальность данной работы.

Цель работы

Повышение эффективности разработки газовых месторождений севера Западной Сибири за счет создания новых методов освоения сенон-

туронских продуктивных отложений и обоснования способов их совместной эксплуатации с сеноманскими газовыми залежами.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов и технологий разработки газовых залежей с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

2. Исследование и разработка методов одновременной эксплуатации нескольких газоносных пластов, значительно различающихся по запасам и продуктивности.

3. Обоснование оптимального профиля эксплуатационных скважин, обеспечивающего увеличение газоотдачи сенон-туронских отложений, с помощью современных методов геолого-технологического моделирования.

4. Разработка методики проектирования оптимальной схемы размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

5. Обоснование и выбор наиболее эффективного способа совместной эксплуатации туронской и сеноманской газовых залежей на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).

6. Технико-экономическая оценка эффективности авторских решений по разработке верхнемеловых газовых залежей на примере Заполярного НГКМ.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются сенон-туронские газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования -теоретические основы, технологии и методы разработки трудноизвлекаемых запасов газа.

Научная новизна выполненной работы

1. Новые научно-технические и технологические решения, позволяющие повысить эффективность добычи газа в осложненных условиях за счет использования единой промысловой инфраструктуры для нескольких газовых залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками.

2. Алгоритм, позволяющий оптимизировать схему размещения газовых скважин с учетом фильтрационно-емкостных свойств залежи, профиля ствола скважины и максимального охвата дренированием на всех этапах разработки.

3. Впервые для добычи сенон-туронского газа в Западной Сибири предложены и обоснованы профили скважин с восходящим стволом, позволяющие обеспечить оптимальные технологические режимы, повысить продуктивность скважин и конечную газоотдачу из залежи.

Практическая ценность и реализация

1. Методика обоснования схемы размещения скважин и методика расчета профиля ствола скважины в пласте использованы при проектировании разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. Протоколом центральной комиссии разработки «Роснедра» утверждено решение о бурении скважины с восходящим стволом, что позволит в 2-3 раза повысить ее производительность и увеличить коэффициент извлечения газа.

2. Апробация разработанного алгоритма, реализованного в программном продукте «Оптимизация размещения проектного фонда скважин», осуществлена в рамках проектных документов, при обосновании схемы размещения скважин на Северо-Каменномысском газоконденсатном месторождении, расположенном в акватории Обской губы, и на туронской залежи Заполярного НГКМ.

3. Основные результаты работы вошли в проект на строительство туронских скважин Южно-Русского месторождения.

Основные защищаемые положения

1. Мето дика оптимизации схемы размещения эксплуатационных скважин на площади залежи, позволяющая повысить степень извлечения газа из пласта.

2. Методика выбора профилей забоев скважин, позволяющая обеспечить увеличение их производительности и срок безводной эксплуатации.

3. Новые научно-технические решения, обеспечивающие одновременную эксплуатацию залежей с разными фильтрационно-емкостными характеристиками, самостоятельными сетками скважин и совместной эксплуатации наземного оборудования.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует паспорту заявленной специальности, а именно, пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2010-2013 гг.), ОАО «Газпром» (г.Москва, 2008-2012 гг.); семинарах кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (г.Тюмень, 2013г.); международном газовом конгрессе (г. Буэнос Айрес, 2009 г.); второй научной конференции «Базы данных, инструменты и информационные основы полярных геофизических исследований» (г. Троицк, 2012 г.); Международной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (г. Москва, 2012 г.); заседаниях Западно-Сибирской

8

нефтегазовой секции Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (г.Тюмень, 2012-2013 гг.) и V научно-практической конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2013 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 15 печатных работах, в том числе в 7 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 19 таблиц, 89 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 105 наименований.

РАЗДЕЛ 1. ОБЗОР НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОН-ТУРОНСКОГО ГАЗОНОСНОГО

КОМПЛЕКСА

1.1 Особенности выработки трудноизвлекаемых запасов газа

В настоящее время крупнейшими поставщиками природного газа на мировой рынок являются Россия, Норвегия и Алжир [1]. Доля российского газа в общемировом экспорте составляет около 30 %. Текущая конкурентоспособность России основана на разработке крупнейших в мире запасов газа и нефти. Для сохранения конкурентоспособности необходимо увеличение инвестирования в изучение и освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами, извлечение которых применяемыми на сегодняшний день традиционными технологиями не возможно.

Данное решение вопроса конкурентоспособности, как возможный вариант развития и поддержания экономики страны, было рассмотрено и утверждено в рамках «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» [2] распоряжением от 13.11.2009 Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путиным [3], в котором говорится об истощении основных газовых месторождений Тюменской области и, следовательно, необходимости освоения новых центров газодобычи на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с рассмотрением возможности вовлечения в разработку постоянно увеличивающейся доли трудноизвлекаемых запасов.

С точки зрения экономики стимулирование разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа позволит увеличить спрос на научные исследования, передовые технологии и на инновационное оборудование. Дополнительным фактором, который способствует освоению и разработке трудноизвлекаемых запасов, является исчерпаемость запасов крупнейших месторождений природных углеводородов, многие из которых

сейчас находятся в завершающей стадии разработки. Поэтому