Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля"
На правах рукописи УДК 622,276.1/.4.004.58 (571.12)
Сутормин Сергей Евгеньевич
Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля (на примере месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югры)
Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва - 2005
Работа выполнена в Государственном предприятии Ханты-Мансийского автономного округа «Научно-аналитический центр рационального недропользования имени В.И. Шпильмана»
Научный руководитель -
доктор технических наук, профессор
С.А. Жданов
Официальные оппоненты:
Доктор технических наук
Г.С. Малютина
Кандидат технических наук
В.А. Попов
Ведущая организация -
Закрытое акционерное общество «Уфимский научно-исследовательский и проектный институт нефти» (ЗАО «УфаНИПИнефть»)
Защита диссертационной работы состоится 23 сентября 2005 года, в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.222 006.01 ВАК Минобразования РФ при ОАО «ВНИИнефть» по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, 10.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть» Автореферат разослан «/7» й/^йУД 2005 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
кандидат геолого-минералогических наук
М.М. Максимов
У Я Г) ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Несмотря на существенный рост добычи нефти в настоящее время, в нефтедобывающей промышленности России отмечаются неблагоприятные тенденции Они связаны с ухудшением структуры и качества запасов, а также с проведением нефтяными компаниями мероприятий, направленных на сокращение себестоимости нефти, но не предусмотренных действующими проектными документами по разработке нефтяных месторождений
К таким мероприятиям, обеспечивающим снижение себестоимости добычи нефти, относятся' невыполнение проектных объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин (что, как правило, приводит к выборочному разбуриванию наиболее продуктивных участков месторождений); наличие большого сверхнормативного бездействующего фонда эксплуатационных скважин, приводящее к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков месторождения; отказ от применения современных технологий нефтеизвлечения (МУН и методов интенсификации) или их применение без наличия необходимой проектной документации; задержка с формированием утвержденной системы разработки; создание системы разработки, отличной от проектной, чрезмерная интенсификация добычи нефти за счет нарушения технологических режимов работы скважин, предусмотренных проектной документацией; преждевременный перевод эксплуатационных скважин с одного объекта на другой и ряд других
Чаще всего эти нарушения проектных решений приводят к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков нефтяных залежей, ухудшению энергетического состояния залежей, опережающему обводнению добывающего фонда скважин, разрежению сетки скважин Все это в конечном итоге приводит к неэффективному использованию ресурсной базы, недостижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения, ухудшению структуры запасов из-за быстрого вывода скважин из эксплуатации.
Указанные выше обстоятельства во многом обусловлены недостаточно четким и оперативным контролем государственных органов за состоянием разработки распределенного фонда недр, за выполнением недропользователями лицензионных соглашений и проектных документов В настоящее время для улучшения ситуации принимаются меры, которые выражаются, в частности, в создании новых законодательных и регламентных документов. Однако, действенный и эффективный контроль за состоянием недр невозможен без организации системы детального и качественного мониторинга за разработкой месторождений углеводородов со стороны государственных органов Рациональное использование запасов углеводородов, научно обоснованное управление процессами ряорайптгм тро^ушт ртп'?рпиЧ"гЛ.
РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ |
качественного информационного обеспечения
БИБЛИОТЕКА СП 09
1РДИУ1ЫМ1 »
Раньше, когда нефтяные компании являлись государственными, вся информация, поступающая с месторождений, была государственной. Решение всех проблем, связанных как с обеспечением максимальной выработки запасов нефти, так и с достижением необходимой экономической эффективности при эксплуатации нефтяных месторождений, было прерогативой соответствующих государственных органов После перехода России на рыночные условия хозяйствования, появления частных нефтяных компаний, возникновения лицензионной формы договорных отношений между нефтяной компанией и государственными органами, остро встал вопрос получения и систематизации качественной информации с месторождений, на основе которой государственные органы могли бы вести постоянный контроль и планировать дальнейшее развитие нефтедобывающей отрасли по России и отдельным ее регионам
Весьма важно также методическое обеспечение такого контроля и принятие необходимых своевременных решений по усилению его эффективности
Цель работы. Создание и использование на практике информационно-аналитической системы контроля недропользования и научно-методического обеспечения мониторинга разработки нефтяных месторождений с целью повышения его эффективности.
Основные задачи исследований.
1 Анализ и характеристика состояния сырьевой базы углеводородов по ХМАО, установление особенностей и тенденций в разработке нефтяных месторождений на современном этапе
2 Разработка и усовершенствование информационно-аналитической системы контроля за процессами эксплуатации нефтяных месторождений
3 Создание методики проведения эффективного мониторинга разработки нефтяных месторождений.
4 Проведение анализа результатов выполнения проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа на основе созданной информационно-аналитической системы
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе анализа и изучения литературных и фондовых данных, а также обобщения многолетнего опыта разработки нефтяных месторождений В работе использованы апробированные методы теории вероятностей и математической статистики. При проведении расчетов использовался программный пакет трехмерного гидродинамического моделирования «VIP» фирмы «Landmark Graphics» Для контроля
'Г * ' "
* * 1 4
процесса разработки нефтяных месторождений, выявления отклонений от проектных решений, оценки влияния отклонений на процесс нефтеизвлечения создана обширная база данных фактических и проектных показателей по объектам, месторождениям и лицензионным участкам Ханты-Мансийского автономного округа с полным набором необходимых информационно-аналитических программ Авторские компьютерные программы создавались в среде «Microsoft Excel» с помощью языка программирования «Visual Basic»
Научная новизна работы.
1 Разработана информационно-аналитическая система контроля за выполнением утвержденных проектных решений по нефтяным и газонефтяным месторождениям и объектам разработки ХМАО
2. Создана методика и предложен обобщенный коэффициент оценки отклонения основных фактических показателей от проектных при разработке нефтяных месторождений.
3 Разработана шкала допустимых отклонений фактических показателей от проектных. Их предложено дифференцировать в зависимости от типа проектного документа, природно-геологических факторов и объемов выполняемых на месторождениях работ.
4 На основе трехмерного геолого-гидродинамического моделирования объекта ЮСг-з Песчаного месторождения изучено влияние временного отключения из процесса разработки скважин, расположенных в различных фациальных зонах, на показатели разработки и коэффициент нефтеотдачи объекта после повторного их ввода
5. Предложена усовершенствованная классификация стадий освоения нефтяных месторождений в зависимости от выработанности извлекаемых запасов и обводненности продукции.
Практическая ценность работы. Разработана методика проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений Создана структура информационно-аналитической системы по контролю выполнения проектных документов и эффективному использованию запасов нефти Определены ключевые показатели и проектные решения, оказывающие наибольшее влияние на рациональную разработку и более полную выработку запасов Сформированная база данных и набор компьютерных программ позволяют получать необходимую информацию для оперативного анализа процесса разработки конкретного месторождения или объекта разработки, выявления причин отклонений от проектных показателей разработки с первого года его эксплуатации, а также проводить оценку влияния отклонения фактических показателей от проектных на конечную нефтеотдачу
Предложенные допустимые отклонения фактических показателей от проектных и обобщенный коэффициент оценки отклонения основных фактических показателей от проектных позволяют более объективно оценивать степень выполнения недропользователями проектных документов, выявлять необходимость составления новых проектных документов или усиления геолого-технических мероприятий, планируемых для выхода на проектные показатели разработки нефтяных месторождений С использованием информационно-аналитической системы и методологического обоснования проведены оценки эффективности разработки ряда месторождений ХМАО, а также влияния временного отключения из процесса разработки скважин объекта ЮС2з Песчаного месторождения, находящихся в различных геологических условиях (фациальных зонах), на показатели и конечную нефтеотдачу после повторного ввода их в работу на основе трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.
Реализация и внедрение результатов работы. Результаты исследований использованы в предварительном стандарте «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа» (ПС 153-39 0-147-2003), введенном в действие приказом Минэнерго России № 246 от 21 06 2003 г (авторский коллектив' Ведерников В А, Гузеев В.В , Зубарев Д И , Овсий Л И , Сутормин С Е , Толстолыткин И П , Туров В А , Янин А Н )
Результаты работы были использованы при составлении действующего в настоящее время проектного документа - «Технологическая схема опытно-промышленной разработки первоочередного участка Песчаного месторождения», реализацию которого проводит ООО «Арчнефтегазгеология», входящее в состав НГК «Роснефть»
Созданная информационно-аналитическая система включает обобщенный массив фактических и проектных показателей разработки и проектных решений по месторождениям ХМАО Система в течение многих лет используется Правительством ХМАО в лице Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам, Лицензионной комиссией, а также ТО ЦКР «Роснедра» по ХМАО для контроля за выполнением проектных решений и оценки состояния выработки запасов, анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений округа, проведения экспертизы различных проектных документов и составления средне- и долгосрочных прогнозов добычи нефти
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» в г Ханты-Мансийске в 1998-2005 годах, на Всероссийском совещании «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» в г Альметьевске в 2000 г , на
совещании Госгортехнадзора России в г Санкт-Петербурге в 2001 г , на Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» в г Москве в 2002 г., на первой Международной конференции «Нефтеотдача 2003» в г Москве в 2003 г., на Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» в г Москве в 2003г, на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» в г Москве в 2004 г., на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» в г. Москве в 2005 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 33 печатных работы и выпущена 1 монография
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы Работа изложена на 164 страницах машинописного текста, включая 33 таблицы и 58 рисунков Список литературы включает 159 наименований.
Работа написана по материалам научных исследований, выполненных автором в Государственном предприятии Ханты-Мансийского автономного округа «Научно-аналитический центр рационального недропользования имени В И. Шпильмана» Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д т н , профессору С.А. Жданову, коллективу ГП «НАЦРН им В И Шпильмана», в том числе к г.м.н., чл -корр. РАЕН ИП Толстолыткину, ктн ЭА Ахпателову, кгмн В.А Волкову, кг.мн. А.В. Шпильману, Мухарлямовой H В , ктн В А. Турову, заслуженному геологу РФ В С. Головачеву, В H Шумаеву, коллегам, с которыми проводились и ведутся совместные работы в области контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений региона - АН. Янину, д т н , профессору Ю Е Батурину, к г -м н В Ф. Панову, В В Коркунову, Л И Овсию, д.т.н. А А. Казакову.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Введение. Обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, освещается научная новизна и практическая ценность основных результатов работы
В первой главе представлен анализ состояния сырьевой базы, разработки нефтяных месторождений на современном этапе, выявлены основные закономерности, тенденции, выделены исторические этапы развития нефтедобычи в ХМ АО
История разработки нефтяных месторождений в Ханты-Мансийском округе берет свое начало с мая 1964 года. С того времени в истории освоения нефтяных месторождений округа можно выделить два крупных периода (см рис 1) в соответствии с политической и экономической ситуацией - предлицензионный (с 1964 по 1992 год), включающий три этапа в уровнях добычи нефти, и современный - период работы в условиях лицензирования (с 1993 года), которые существенно различаются экономическими факторами при разработке нефтяных месторождений.
После переходного этапа (1993-1998 гг), когда нефтедобывающие предприятия округа в ходе проведенной структурной реорганизации перешли на работу в новых экономических условиях, когда были созданы новые структуры в государственном секторе округа, отвечающие за процессы освоения месторождений углеводородов, начался этап растущей добычи нефти, который продолжается до настоящего времени.
Рис 1 Этапы добычи нефти по ХМ А О На этом этапе рост добычи нефти в округе при стабильных объемах эксплуатационного бурения (5,5 - 6 млн метров в год) обусловлен целенаправленной работой недропользователей:
- с вводимыми из бурения новыми скважинами путем применения современных технологий в процессе бурения и перед пуском их в работу (бурение на депрессии, горизонтальные и разветвленные скважины, применение ГРП), что обеспечивало весьма высокие дебиты новых скважин (рис 2),
Рис 2 Динамика работы новых скважин Рис 3 Динамика добычи с учетом ввода скважин
- с ранее пробуренным фондом скважин также за счет применения современных технологий, бурения вторых стволов из высокообводненных и низкодебитных скважин в зоны повышенных остаточных запасов нефти, что позволяет снизить темпы падения добычи нефти из переходящих скважин (рис.3)
Рис 6 Разбурвнность и выработанность начальных извлекаемых запасов округа с учетом коэффициента извлечения нефти.
В то же время последний этап нефтедобычи характеризуется рядом негативных процессов:
ухудшением структуры запасов нефти (рис 4, 6);
- снижением объемов прироста запасов (рис 5);
значительным простаивающим фондом эксплуатационных скважин, сокращением действующего добывающего фонда (рис 7);
многочисленными нарушениями проектных документов, вплоть до появления '
фактов эксплуатации месторождений (объектов) без проектной документации, недостаточным количеством работ по контролю за разработкой, низким качеством проводимых исследований,
- отсутствием по многим месторождениям качественного научного сопровождения;
- низким качеством проектной документации
Рис 7 Динамика показателей разработки добывающего фонда (по месяцам)
Анализ бездействующего фонда скважин округа за последние 5 лет показывает, что увеличивается он в первую очередь за счет высокообводненных (более 90%) и низкодебитных (менее 3 т/сут) скважин В то же время отмечается рост бездействующего фонда также и по скважинам с низкой обводненностью и высокими дебитами на момент остановки, что свидетельствует о недостаточном внимании со стороны недропользователей работе с добывающим фондом скважин При этом рост уровней добычи нефти в округе стал возможным, в основном, за счет мероприятий по интенсификации отборов жидкости
Для улучшения сложившейся ситуации с использованием запасов создана и функционирует информационно-аналитическая система контроля процесса разработки, выполнения проектных показателей и решений, проведения на ее основе мониторинга правильной и эффективной разработки нефтяных месторождений
Таким образом, анализ использования разведанных запасов округа показывает, что добыча нефти ведется за счет опережающей выработки высоко- и среднепродуктивных объектов и участков залежей, что в большинстве случаев противоречит действующим проектным документам и законодательным актам Отчасти
такое положение объясняется отсутствием необходимого механизма и методических основ мониторинга эффективности разработки, оценки фактического состояния выработки запасов с требованиями лицензионных соглашений и проектных документов
Во второй главе приведена методика мониторинга разработки нефтяных месторождений Даны рекомендации по совершенствованию правовых основ его проведения. Для оценки выполнения проектных показателей и утвержденных технологических решений выделена группа основных проектных показателей, приводится методика оценки точности выполнения проектных показателей Дается обоснование допустимых отклонений фактических показателей разработки от проектных
Цели проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений следующие- обеспечение наиболее полного извлечения запасов углеводородов из недр,
- выполнение недропользователями условий лицензий и требований проектных документов;
- эффективное использование недр, охрана запасов углеводородов от выборочной отработки лучших запасов при консервации худших;
- обеспечение благоприятных экономических условий для осуществления недропользователями рентабельной деятельности,
- обеспечение стабильности и развития нефтегазового комплекса государства;
- стимулирование применения недропользователями современных технологий.
Главными задачами проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений являются:
- определение готовности месторождений к осуществлению промышленной эксплуатации;
- контроль качества проектной документации,
- оценка эффективности и рациональности использования запасов;
- контроль выполнения задач по геологическому изучению нефтяных залежей;
- контроль выполнения лицензионных соглашений и проектных документов;
- оценка последствий деятельности недропользователя на лицензионном участке;
- прогноз основных показателей разработки
Основой для осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений служат'
- заключенные между недропользователями и государством лицензионные соглашения,
- утвержденные технологические проектные документы на разработку месторождений,
- государственный баланс запасов углеводородов,
- законы, нормативные акты, регламентирующие документы и стандарты
Главные направления осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений следующие;
- подготовленность месторождений к разработке;
своевременное утверждение подсчета запасов и проектной документации, качество и достаточность объемов информационного обеспечения разработки;
- выполнение утвержденных проектных решений и показателей разработки Выделяются следующие рекомендуемые формы проведения мониторинга за
выполнением решений по разработке и выработке запасов нефти и газар
- экспертиза запасов, составление ежегодного текущего баланса запасов Л углеводородов;
- согласование пользователям недр технических заданий на составление проектных документов и проведение государственной экспертизы проектных технологических документов на разработку месторождений углеводородов
- ведение баз данных проектных решений и технологических показателей разработки по объектам разработки, месторождениям и недропользователям,
- ведение ежемесячного учета параметров работы скважин (МЭР),
- ведение баз данных решений и поручений ЦКР «Роснедра» (ТО ЦКР), объемов геолого-технических мероприятий и исследований;
- оценка состояния выполнения проектных решений и требований лицензионных соглашений путем проведения периодических комплексных проверок недропользователей;
- ежегодное рассмотрение текущего состояния разработки, выполнения проектных решений, эффективности выработки запасов, за прошедший год, показателей разработки, достаточности объемов ГТМ, полноты представленных программ доразведки и исследовательских работ на планируемый период по каждому лицензионному участку, месторождению и объекту разработки.
При выделении основных проектных показателей, участвующих в контроле выполнения проектного документа, предлагается учесть три принципиальных положения проектные документы различаются по задачам, которые ставятся перед недропользователями при их реализации,
- на решение поставленных задач различные проектные показатели влияют по-разному,
выделенные контролируемые показатели разработки должны быть легко проверяемы и замеряемы Для решения первого положения, учитывая различные задачи, стоящие перед недропользователем при реализации проектов пробной (опытно-промышленной) разработки и проектных документов на стадии промышленной разработки нефтяных месторождений, основные проектные показатели для контроля их выполнения должны отличаться.
Для учета второго положения предлагается ввести коэффициент значимости каждого показателя с целью выделения среди участвующих в расчете показателей наиболее и наименее значимых Данный коэффициент предлагается ввести для каждого участвующего в расчете показателя на основании экспертной оценки их удельного веса Коэффициент значимости можно утверждать на ЦКР «Роснедра» или ТО ЦКР при утверждении проектного документа
При учете третьего положения часть показателей разработки и проектных решений «выпадает» из области контроля (в частности, плотность сетки скважин, система разработки, порядок разбуривания, технологии проведения буровых работ, добычи, производства ГРП и других мероприятий) Тем не менее, их контроль может и должен осуществляться на ежегодных заседаниях комиссий по разработке, когда рассматривается текущее состояние разработки
Контролируемые показатели разработки предлагается разделить на четыре группы параметров в зависимости от их влияния на процесс разработки и выработки запасов'
1. Параметры, характеризующие степень освоенности системы разработки и эффективность выработки запасов:
- действующий добывающий фонд скважин, скв ,
- отношение добывающего фонда к нагнетательному, б/р;
- накопленный ввод новых скважин с начала реализации проектного документа скв
2. Параметры, характеризующие состояние разработки месторождения:
- годовой уровень добычи нефти, тыс т,
- среднегодовая обводненность продукции, %;
- отбор от начальных извлекаемых запасов на конец года, %.
3. Параметры, характеризующие работу скважин:
- годовой отбор нефти на одну действующую добывающую скважину, тыс т/скв ;
- годовой отбор жидкости на одну действующую добывающую скважину, тыс т/скв ;
- годовая закачка воды на одну действующую нагнетательную скважину, м3/сут/скв
4. Параметры, характеризующие объемы применения современных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и проведения исследовательских работ:
- количество боковых стволов, горизонтальных скважин и ГРП с начала действия проектного документа, скв ./опер ;
- количество операций МУН и интенсификации, скв /опер;
- количество проведенных исследовательских работ, опер
Коэффициент значимости для каждой группы параметров будет различным в зависимости от задач, решаемых проектным документом Коэффициент значимости предлагается оценивать в диапазоне от 0,1 до 1,0.
В настоящее время актуальным стал вопрос об установлении допустимых отклонений фактических показателей от проектных, так как законодательно этот вопрос не решен Следует принять во внимание, что по действующему положению пересчет запасов с предоставлением его на утверждение в ГКЗ предполагает величину отклонения ±20%, а точность расчетов по компьютерной трехмерной гидродинамической модели, согласно регламенту, оговаривается в пределах 15 - 20%
В работах Фурсова А Я , Халимова Э M , Гомзикова В К даны оценки погрешности определения параметров залежей нефти при разработке месторождений (максимальная 35% - для величин балансовых запасов до 10 млн тонн, минимальная - 4-7% при их величине от 50 до 300 млн тонн).
Нами предлагается максимально допустимое расхождение фактических показателей разработки от проектных принять на уровне 35% (максимальное из рассмотренных выше), а минимально допустимое расхождение - на уровне - 5% (в среднем - минимальное из рассмотренных выше)
Для учета стадии освоения месторождения (объекта разработки), а также его величины, нами предлагается градацию допустимых отклонений принять по величине эксплуатационного фонда скважин, числящегося на месторождении (объекте разработки). Кроме того, исходя из задач, решаемых проектными документами, предлагается выделить проекты пробной эксплуатации и технологические схемы опытно-промышленной разработки в отдельную группу
Необходимо также разделить показатели разработки на те, которые в большей степени зависят от природных факторов (дебиты скважин, уровни добычи нефти, темпы отборов, коэффициент нефтеизвлечения, эффективность проводимых мероприятий и прочие), и те, которые в большей степени зависят от объема выполненных на месторождении работ (фонды скважин, количество проводимых мероприятий, эксплуатационное бурение, ввод новых скважин и прочие).
Таким образом, предлагается установить допустимые отклонения фактических годовых показателей от проектных в градациях'
> для показателей, в большей степени зависящих от природных факторов- для проектов пробной эксплуатации и технологических схем ОПР (в связи с
недоизученностью объекта разработки)'
• при эксплуатационном фонде до 20 скважин - 35%;
• при эксплуатационном фонде от 20 до 50 скважин - 25%;
• при эксплуатационном фонде свыше 50 скважин - 20%; - для остальных проектных документов:
• при эксплуатационном фонде до 20 скважин - 30%;
• при эксплуатационном фонде от 20 до 50 скважин - 20%;
• при эксплуатационном фонде от 50 до 100 скважин - 15%,
• при эксплуатационном фонде от 100 до 500 скважин -10%;
• при эксплуатационном фонде свыше 500 скважин - 5%;
> для показателей, в большей степени зависящих от объема выполненных работ:
- для проектов пробной эксплуатации и технологических схем ОПР (в связи с
недоизученностью объекта разработки)
• при эксплуатационном фонде до 20 скважин - 25%;
• при эксплуатационном фонде от 20 до 50 скважин - 20%,
• при эксплуатационном фонде свыше 50 скважин -10%;
- для остальных проектных документов:
• при эксплуатационном фонде до 20 скважин - 20%,
• при эксплуатационном фонде от 20 до 50 скважин -15%,
• при эксплуатационном фонде от 50 до 100 скважин -10%;
• при эксплуатационном фонде свыше 100 скважин - 5%;
Соответствие фактических отклонений с допустимыми предлагается оценивать как
отдельно по каждому значимому показателю разработки, так, возможно, и по обобщенному коэффициенту расхождения с проектным документом
Для оценки выполнения проектных показателей нами предложено ввести обобщенный коэффициент расхождения с проектным документом, расчет которого производить по каждому эксплуатационному объекту следующим образом-
4
к\ + Л"; + к] + к'
где Кр - обобщенный коэффициент расхождения с проектным документом, %;
Кл1, К„4 - коэффициенты выполнения соответствующих групп параметров, доли единицы;
К31, К32, К3" - коэффициенты значимости соответствующих групп параметров, доли ед.
Коэффициенты выполнения каждой из 4 групп параметров определяются как средние по формуле'
К _ к'в + к^ + к1 ^
где Кв - коэффициент выполнения каждого из основных (значимых) показателей разработки, %
Коэффициент выполнения каждого из основных (значимых) показателей разработки определяется по формуле'
где Кв - коэффициент выполнения одного из основных показателей разработки, доли ед.;
Рф - фактическая величина рассматриваемого основного показателя;
Р„ - проектная величина рассматриваемого основного показателя.
Расчет обобщенного коэффициента производится по формуле (1) для каждого объекта разработки В случае, если на месторождении расположено несколько объектов разработки, то расчет обобщенного коэффициента по месторождению проводится по следующей формуле'
кри=к; .Д„1 + КР2.Д„2+ + Кр" • Д,м = I Кр'• Д,,', (4), где Крм - обобщенный коэффициент расхождения с проектным документом по месторождению;
Кр1, Кр2, , Кр" - обобщенные коэффициенты расхождения с проектным документом, рассчитанные по формуле (1) для соответственно 1, 2,.., Ы-го объекта разработки;
ДЛ Д.2, , Д,н - доля (в долях единицы) добычи нефти по соответствующему объекту разработки от общей добычи нефти по месторождению, т е Д„1+ Д„2+ + Д„м = 1
В третьей главе обоснован набор групп основных показателей, применяемых для контроля выполнения проектных решений с целью рациональной выработки запасов, рассмотрены вопросы создания компьютерной информационно-аналитической системы контроля за разработкой нефтяных месторождений
Структура системы состоит из следующих блоков и баз данных (рис 8)'
- информационный блок разработки нефтяных месторождений, включающий базу данных месячных эксплуатационных рапортов (МЭР), базу запасов нефти и геолого-физических параметров объектов разработки, базу годовых фактических и проектных показателей разработки, базу плановых и фактических объемов ГТМ и объемов исследований, картографическую базу;
- информационный блок лицензионных соглашений и проектных решений, включающий базу решений и поручений ЦКР «Роснедра» и ТО ЦКР, базу лицензионных соглашений, базу актов проверок лицензионных соглашений;
- блок анализа и сопоставления текущих показателей проектным;
- блок прогноза показателей разработки
В главе приводится описание баз данных, входящих в них параметров и показателей, учитывая входные и выходные формы
Информация от
недропользователей
X
Блок исходной ннформшни
Комиссия по запасам
Лицеюиояим комиссия
Информационный блок разработки
Комиссии по проверкам выполнения лицензионных соглашений
Информ*1|Жйни>Й блок ЦХ*КЖ&
реаКН^ШВДеГОЮИЯМХ сотпкнй
База База База актов
протокол ов ЛИЦГКЗИОЯВЫХ проверок
КОМИССИЙ 0« соглашений лвцепвоввых
разработке соглашения
Ометы анализы, прогнозы
Правительство
ХМАО
Рис в Структура информационной системы мониторинга разработки нефтяных месторождений ХМАО. _
Пм**"^ выполнение проектных показателей гм> ПриовеюмуЛУ (1*4) в 2000-20«годах ;
( До&Мифб <**»«»«» ЪЦФт С^фчЛдЛп брщМяг*« Овмямйнвел НчОям и Пир»« Д*в»»г«вй
I рвы* «ею* пвмафгк лвмцметм виммвми *вттетмт тшгягщинлЛ
¡>■2000 « 2001 Я 2902 02003 02ОО4[ _#онв _ ....
Рис 9 Выполнение проектных показателей по Приобскому лицензионному участку В качестве примера работы аналитического блока приведены результаты оценки извлекаемых запасов (см табл 1), а также динамика выполнения основных проектных показателей (рис.9), которые, в частности, помогают анализировать ход выполнения недропользователями действующих проектных документов, а также следить за правильным и эффективным использованием запасов нефти
Таблица 1 Результаты оценки извлекаемых запасов по месторождениям ХМАО по состоянию на 1.01 2004 г.
Лицензионные участки Рдаву-рвн-ность Выработан-ность Обвод-ность Извлекаемые запасы Отклонение
прогноз Баланс Проект от баланса, тыс тонн протез от баланса, % прыноз от проекта проект от баланс а
ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
Повховский 86 84 53 227854 171113 199904 56540 133 27950 28591
Южно-Ягунский 87 83 72 148739 120385 112000 28340 124 36739 8399
Лсжосовский 94 76 95 48741 543» 54600 -5647 90 -5859 212
Ном г-Е ганский 97 59 73 36065 3999« 44000 -2925 92 -7935 5010
Покачевский 90 82 88 152841 14ÍJ32 158000 3909 103 -5159 9066
Поточный 82 83 96 52622 »«21 70652 -1000 98 -18030 17031
Се в еро-Поточный 78 70 95 17371 212ÍS 31177 -3894 82 -13806 9912
Чумпасский 91 54 94 11139 1S1SS 15580 -5016 89 -4441 -575
Южно-Покаче всю» 56 87 91 74364 59037 55772 15327 126 18592 -3265
Даниловский 85 93 87 40049 314*1 31146 8560 127 8903 -342
Мортымья-Тетерев 75 95 95 88422 79991 84162 8432 111 4240 4192
Мулымьмнский 78 72 96 2217 2535 1888 -318 87 329 -647
Северо-Даниловсм 85 92 86 27604 23197 19973 4496 119 7631 -3134
Толумский 88 72 93 32314 36977 30293 -4662 87 2021 -6684
Трехоэерный 73 94 97 17289 15951 15515 1339 108 1774 -435
НК -СУРГУТНЕФТЕГАЗ"
Алехинскии 89 83 86 24357 гтг 19870 2465 111 4887 -2222
Быстринский 83 71 84 154092 166085 148400 -1993 99 5692 -7685
Западно-Солкински 98 82 89 3246 3197 3118 139 104 128 11
Западно-Сургутски 69 78 85 203392 190923 183700 12469 107 19692 -7223
Лянторский 90 74 93 209025 217343 225419 -8318 96 -16394 8076
Родниковый 90 83 85 37524 44149 37365 -6625 85 159 -6784
Русскинской 84 57 89 18632 25(11 17536 -7181 72 1096 -8277
Савуйский 89 95 95 54950 49362 51799 5589 111 3151 2438
Сайга-ганский 100 84 79 5830 5025 4252 805 116 1578 -773
Солкинский 100 89 95 93915 «9129 90091 4086 105 3824 262
Таким образом, предлагаемая информационно-аналитическая система контроля
за разработкой нефтяных месторождений позволяет оперативно оценивать эффективность использования недропользователями запасов нефти, следить за ходом реализации проектных документов, анализировать процесс разработки
В четвертой главе приведены результаты фактически проведенного автором мониторинга разработки ряда нефтяных месторождений ХМАО на основе созданной информационно-аналитической системы.
В главе рассмотрена разработанная автором совместно с В И Шпильманом, И П Толстолыткиным, Г С. Зайцевым классификация стадий освоения объектов (месторождений) разработки. Анализ фактических результатов разработки на основе этой классификации позволяет оценивать эффективность проводимого на объектах разработки процесса выработки запасов нефти, оперативно выделять объекты с нарушениями процесса разработки, негативно влияющими на рациональную выработку запасов нефти, а также объекты с заниженной оценкой извлекаемых запасов нефти Эта классификация разработана в ходе анализа результатов выработки запасов нефти на 785 объектах разработки ХМАО по состоянию на 1.01 2005 года (рис 10)
Классификация предусматривает выделение четырех стадий технологически нормальной разработки, трех стадий с нарушениями выработки запасов нефти и одной стадии для объектов с заниженной оценкой извлекаемых запасов.
Ч атдщЯ М№п яУртщ ваЛ «»»ящв« итчЛч т*уМ Он мммм»>м«|Ям.мммаммт|а|М Меш^^вщиВФв***«ХЯАОЛ
Рис 10 Выделение стадий освоения объектов разработки ХМАО по состоянию на
101.2005 г
На основе обработки фактического материала по ряду нефтяных месторождений ХМАО и расчетов с использованием построенной трехмерной геолого-гидродинамической модели в главе приводятся результаты анализа влияния выбытия скважин из эксплуатационного фонда на извлечение запасов нефти
В целом по всем лицензионным участкам округа по состоянию на 1 01.2005 г. бездействующий фонд составил 31% от общего добывающего фонда Наличие большого неработающего фонда приводит к нарушению проектной сетки скважин и выборочной эксплуатации нефтяных залежей Кроме того, что снижается коэффициент охвата, в связи с перераспределением потоков в залежи более вероятным становится опережающее обводнение работающих скважин, находящихся в зоне бездействующих, что в дальнейшем может привести и к их быстрому выводу в бездействующий фонд Значительный рост с 1990 года бездействующего фонда добывающих скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз", как и на многих других месторождениях Ханты-Мансийского округа, оказал отрицательное влияние на ожидаемую конечную нефтеотдачу, что подтверждает оценка извлекаемых запасов с использованием характеристик вытеснения по ряду объектов разработки Для расчетов выбраны основные объекты разработки Южно-Балыкского, Южно-Сургутского и Усть-Балыкского месторождений, на которых достигнут значительный (более 70%) отбор начальных извлекаемых запасов и имеется большой бездействующий фонд добывающих скважин Результаты расчетов по объектам представлены на рис 11
□ возможные потери в извлекаемых запасах от сокращения
эксплуатационного фонда за последние 10 лет Возможный отбор при существующей системе разработки
I Текущий отбор от низ, %
Рис ?1 Оценка извлекаемых запасов нефти
Рис 12 Показатели эксплуатации скважин в зонах с лучшими фильтрационно-емкостными параметрами (без отключения и с отключением)
Для оценки влияния выбытия скважин на основе трехмерного гидродинамического моделирования с использованием фациального анализа выбрано Песчаное месторождение (основной объект - пласт ЮК23), расположенное на территории Ханты-Мансийского автономного округа в 16 км к северо-востоку от г Нягань Расчеты проведены на модели объекта ЮК2.3 с использованием программного продукта VIР фирмы «Landmark» В первые три года (с 2001 по 2003 гг ) была смоделирована история разработки по скважинам. Моделировалось несколько различных вариантов- отключение 3 скважин (из 11 участвующих в расчете) на 4 года, расположенных в зонах с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (рис. 12);
- отключение 3 скважин на 4 года, расположенных в зонах с худшими фильтрационно-емкостными свойствами (пример работы скважины №306 на рис.13);
- выбытие скважин из добычи при достижении различной обводненности в диапазоне от 95% до 99,5% (рис.14);
- разработки объекта при различном количестве (от 11 до 34 скважин) эксплуатационных скважин (рис.15)
Все расчеты проводились при одинаковых прочих условиях - система разработки, поддержание пластового давления на уровне начального пластового.
Рис 13. Показатели разработки скважины № 306, расположенной в зоне с худшими фильтрационно-емкостными параметрами
ило
! 1440 [ 1Я»
мзо I МИО г ша [ явв
11340 1 11» 1300 ! 12*0
1200
Рис. 14. Результаты моделирования при выбытии Рис 15 Результаты моделирования скважин по достижении различной обводненности разработки залежи различным количеством
эксплуатационных скважин.
Полученные результаты однозначно свидетельствуют об отрицательном влиянии на выработку запасов временного отключения скважин эксплуатационного фонда из процесса разработки Разрежение эксплуатационной сетки скважин приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, причем по залежам с худшими геолого-физическими свойствами потери в коэффициенте нефтеизвлечения - больше
Кроме того, в главе анализируются итоги выполнения недропользователями проектных документов Этот анализ показывает, что в первую очередь в округе не выпопняются проектные показатели по действующему добывающему фонду Новые же проектные документы, в основном, выполняют роль «привязки» проектных показателей к фактически сложившейся на месторождении (зачастую неудовлетворительной) ситуации Средний срок «жизни» проектных документов составляет 3-5 лет. Анализ проведен в зависимости от года утверждения проектного документа и выполнен по итогам разработки нефтяных месторождений ХМАО в 2002 и 2004 гг. Необходимо учесть, что в округе ежегодно порядка 10% месторождений из-за несвоевременного перепроектирования разрабатывается без проектной документации Годовая добыча нефти по этим месторождениям составляет 3-4% от общей добычи по округу
Приведенный в главе прогноз уровней добычи нефти по Ханты-Мансийскому округу показывает, что как дальнейший рост годовых уровней добычи нефти, так и их поддержание на достаточном уровне в течение длительного периода (до 2015 года) возможны лишь при значительном (до 1,5 раз) увеличении объемов эксплуатационного бурения, а также проведении интенсивных разведочных работ с целью восполнения запасов нефти промышленных категорий
Таким образом, результаты проведенного мониторинга на основе созданной информационно-аналитической системы контроля подтвердили возможности ее использования для решения задач, связанных с анализом выполнения проектных решений и лицензионных соглашений, оценкой эффективности использования запасов нефти, оценкой влияния на процесс разработки проводимых недропользователями технологических и технических мероприятий, осуществлением краткосрочного и долгосрочного прогнозирования уровней добычи нефти и других технологических показателей разработки нефтяных месторождений
Основные результаты и выводы.
1 Сформулированы цели, задачи и направления осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений Созданы методические рекомендации по проведению мониторинга разработки нефтяных месторождений, внесению изменений в нормативные документы, стандарты, правила и законы Предложены формы проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений с учетом этапности их освоения
2 При непосредственном участии автора разработано информационно-аналитическое обеспечение системы контроля для проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений, рассмотрена структура системы, изложена схема прохождения информационных потоков
3 Для оценки выполнения проектных показателей и утвержденных технологических решений при контроле выполнения проектных документов выделен ряд ключевых показателей Они сгруппированы в 4 группы- характеризующие освоение и эффективность выработки запасов; состояние разработки месторождения; оценивающие работу скважин; применение современных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и проведения исследовательских работ. Предложена методика расчета обобщенного коэффициента расхождения фактических данных с проектными Она основана на расчете коэффициента выполнения каждого из основных показателей разработки и введении коэффициента значимости для каждой группы параметров.
4. На основе обобщения имеющегося опыта контроля эксплуатации нефтяных
месторождений предложены допустимые отклонения фактических показателей от
проектных Они дифференцированы в зависимости от статуса проектного документа, стадии разработки объекта, выполнения годовых уровней добычи нефти и других основных показателей разработки Предложено разделить проектные показатели на две группы в зависимости от преобладающего влияния природных факторов или объемов выполненных работ
5 Предложена усовершенствованная классификация стадий освоения объектов (месторождений) разработки в зависимости от обводненности и выработанности извлекаемых запасов Анализ фактических результатов разработки на основе предлагаемой классификации позволяет пообъектно оценивать эффективность процесса выработки запасов нефти, оперативно выделять объекты с нарушениями, негативно влияющими на рациональную выработку запасов нефти, а также объекты с заниженной оценкой извлекаемых запасов нефти Предлагаемая классификация апробирована по 785 объектам разработки ХМАО
6 Выполненный на основе информационно-аналитической системы анализ позволил выделить в истории освоения нефтяных месторождений округа предлицензионный (с 1964 по 1992 год) и современный периоды работы в условиях лицензирования (с 1993 года) Они, в свою очередь, подразделяются на пять этапов'
- первоначально растущей добычи нефти (1964-1982 гт ),
- стабильной добычи нефти (1983-1988 гг.);
- падающей добычи нефти (1989-1992 гг.);
- переходный этап (1993-1999 гг);
- современный этап растущей добычи (с 2000 г)
7 Анализ, выполненный на основе системы мониторинга разработки нефтяных месторождений ХМАО, показал, что, несмотря на значительное увеличение неработающего эксплуатационного фонда скважин, в настоящее время наблюдается увеличение объемов добычи нефти Это связано как с изменением режимов работы скважин и интенсификацией отборов жидкости (установка более мощных ЭЦН, спуск ЭЦН на большую глубину), так и за счет применения современных технологий (ГРП, бурение горизонтальных скважин и вторых стволов)
8 Анализ использования разведанных запасов на месторождениях округа показывает, что основная добыча нефти, в основном, ведется по высоко- и среднепродуктивным объектам, опережающая выработка которых нередко противоречит действующим проектным документам и лицензионным соглашениям
9 На основе обработки фактического материала по разработке ряда нефтяных месторождений ХМАО и расчетов на трехмерной геолого-гидродинамической модели выполнен анализ влияния преждевременного выбытия эксплуатационного фонда скважин на эффективность выработки запасов Установлено отрицательное влияние временного отключения скважин эксплуатационного фонда из процесса разработки на рациональную
выработку запасов Разрежение эксплуатационной сетки скважин приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, причем по залежам с худшими геолого-физическими свойствами потери в коэффициенте нефтеизвлечения больше, чем по пластам с хорошими коллекторскими свойствами.
10 С использованием системы мониторинга эффективности разработки нефтяных месторождений ХМАО проведен анализ выполнения недропользователями значительного количества проектных документов
11 Сделан прогноз уровней добычи нефти по Ханты-Мансийскому округу на перспективу Он свидетельствует о том, что как дальнейшее увеличение годовых уровней добычи нефти, так и поддержание достигнутых уровней добычи на период до 2015 года возможно лишь за счет значительного увеличения объемов эксплуатационного бурения в округе, а также проведения масштабных разведочных работ с целью восполнения запасов нефти промышленных категорий
Публикации по теме диссертации.
1 Зайцев Г С , Сутормин С Е , Толстолыткин И П Тенденции развития процессов разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на современном этапе // Материалы второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 1999 г , с.41-48.
2. Сутормин С Е , Толстолыткин И.П. Динамическое моделирование разработки нефтяных месторождений с учетом технологии и экономики II Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 2, с.78-79.
3 Зайцев Г.С, Сутормин С Е, Толстолыткин И П Нарушение условий лицензионных соглашений при разработке нефтяных месторождений ХМАО II Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 4, с. 10-12.
4 Зайцев Г.С., Сутормин С.Е , Толстолыткин И.П Состояние разработки нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году // Материалы третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2000 г., с.6-11.
5 Мухарлямова Н.В, Сутормин С Е, Толстолыткин И П Использование эксплуатационного фонда скважин нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа // Материалы третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2000 г., с 357-361.
6 Сутормин С Е, Толстолыткин И П, Шумаев В.Н. Оценка добывных возможностей месторождений нефти ХМАО на поздней стадии разработки // Материалы третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2000 г., с.367-370
7 Зайцев Г С , Мухарлямова Н В , Сутормин С Е , Толстолыткин И.П Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа в 2000 году // Материалы четвертой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2000 г , с 60-66
8. Мухарлямова Н.В., Сутормин С Е., Толстолыткин И.П. Работа нефтедобывающих компаний на территории Ханты-Мансийского автономного округа в 2000 году II Материалы четвертой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2001 г., с.77-81.
9 Зайцев Г С, Панов В Ф , Сутормин С Е, Толстолыткин И П Разработка нефтяных месторождений ХМАО в условиях лицензионного
недропользования II Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений», г. Альметьевск, 5-9 июня 2000 г., с 316-324
10. Карасев В И, Сергеева Н.А, Ахпателов ЭА., Волков В А., Толстолыткин И.П., Сутормин С Е. и др. Состояние и проблемы развития нефтедобывающей отрасли Ханты-Мансийского автономного округа (основные положения) II Вестник недропользователя ХМАО, 2001 г., № 7, с.2-24.
11. Зайцев Г.С., Толстолыткин И П., Сутормин С.Е Особенности современного этапа разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа // Аналитический журнал «Нефтегазовая вертикаль», март
2002 г., №4(71), с.58-61.
12 Зайцев Г С , Толстолыткин И П , Сутормин С Е , Мухарлямова Н В , Севастьянов А А Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО Н Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г , с 114-115 -
13 Толстолыткин И П , Сутормин С Е., Мухарлямова Н В., Севастьянов А А., Зайцев Г.С Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО II Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г Самара, 2002 г., № 8 (43), с. 10-14.
14. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н В., Севастьянов А.А Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2001 году II Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г., № 10, с.14-19
15 Зайцев ГС., Толстолыткин И.П., Сутормин СЕ. Об итогах рассмотрения уровней добычи нефти на 2002 год // Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г , № 10, с.22-24.
16.Толстолыткин И.П , Зайцев ГС., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е Разработка нефтяных месторождений ХМАО на современном этапе II Материалы пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2002 г , т 1, с 35-45
17 Толстолыткин ИП, Сутормин СЕ, Мухарлямова НВ, Севастьянов А А Использование разведанных запасов на нефтяных месторождениях ХМАО // Материалы пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2002 г, т 2, с 94-99
18 Зайцев ГС , Толстолыткин И П , Мухарлямова Н В , Сутормин С Е. Особенности выработки запасов нефти на месторождениях ХМАО // «Нефтяное хозяйство»,
2003 г., №1, стр 30-32
19 Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2002 году // Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г Самара, 2003 г , № 1 (48), с 67-72
20 Зайцев Г С., Толстолыткин И П, Мухарлямова Н В, Сутормин С Е Интенсификация добычи нефти и рациональное использование запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа II «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №8, стр. 126-129.
21 Зайцев Г С., Толстолыткин И П , Мухарлямова Н В , Сутормин С.Е Особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО на современном этапе И «Нефтяное хозяйство», 2003 г., N89, стр. 48-52.
22. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н В Повышение эффективности использования запасов нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на базе мониторинга разработки И Современные проблемы нефтеотдачи пластов «Нефтеотдача 2003» (Тезисы докладов I международной конференции), г Москва, 2003 г, с 132-133
23. Толстолыткин И.П., Сутормин С Е., Мухарлямова Н В Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Интенсификация добычи нефти и газа (Труды международного технологического симпозиума), г Москва, 2003 г, с 222227
24 Зайцев ГС, Толстолыткин И П , Мухарлямова Н В., Сутормин СЕ Проблемы разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО // Бурение и нефть, 2003 г., Ыв 12, с, 16-24.
25 Толстолыткин И П , Мухарлямова Н В , Сутормин С Е Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Вестник недропользователя ХМАО, 2003 г, 1Мв 12, с.45-49.
26 Толстолыткин И П , Сутормин С Е , Мухарлямова Н.В., Коршунова Г.Г., Панов В Ф., Коркунов В В Особенности разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа в 2002 году // Материалы шестой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2003 г., т 2, с.64-72.
27. Толстолыткин И.П., Коршунова ГГ, Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ Организация мониторинга разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО // Современные гидродинамические исследования скважин (Труды международного форума исследователей скважин и 2 научно-практической конференции 16-18 декабря 2003 г), Институт нефтегазового бизнеса, г. Москва, 2004 г., стр. 27-33.
28 Толстолыткин ИП, Мухарлямова НВ, Севастьянов А А., Сутормин СЕ. Проблемы эффективного использования запасов нефти на месторождениях ХМАО // «Нефтяное хозяйство», 2004 г , №5, стр. 41-45
29 Карасев В И., Толстолыткин И П , Сутормин С Е , Мухарлямова Н В Проблемы эффективного использования запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа II Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений (Труды международного технологического симпозиума), Институт нефтегазового бизнеса, г. Москва, 2004 г., с. 11-18
30 Сутормин С.Е., Коршунова Г Г, Мухарлямова Н В., Толстолыткин И.П., Информационная система контроля за эксплуатацией нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений (Труды международного технологического симпозиума), Институт нефтегазового бизнеса, г. Москва, 2004 г., с.271-278.
31 Толстолыткин И П , Коршунова Г Г, Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа в 2003 году // Материалы седьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2004 г., т 3, с 5-12.
32 Толстолыткин И П , Коровин В А , Мухарлямова Н В , Сутормин С.Е , Севастьянов А А Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», г Ханты-Мансийск-г Тюмень, 2004 г., 332 с
33 Сутормин С Е. Рациональное использование эксплуатационных скважин как средство повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.
II Материалы восьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г Ханты-Мансийск, 2005 г.
34.Толстолыткин И.П., Мухарлямова НВ, Сутормин СЕ. Больше - не значит эффективней. Итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО в 2004 г. // Нефть России, № 4, 2005 г., стр. 53-57
Тираж 100. Заказ 222. Усл.п л 1,44
Издательство «Вектор Бук» Тел, (3452) 46-54-04, факс 46-90-03
ЛР №066721 от 06.07.1999г.
Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук», Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.
625004, г. Тюмень, ул Володарского, 45 Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
11500?
РНБ Русский фонд
2006-4 12130
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сутормин, Сергей Евгеньевич
Введение.
Глава 1. Основные особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО.,.
1.1. Текущее состояние сырьевой базы.
1.2. Состояние разработки нефтяных месторождений.
1.2.1. Особенности освоения месторождений и добычи нефти.
1.2.2. Основные тенденции разработки на современном этапе.
1.3. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.
1.4. Выводы.
Глава 2. Методика мониторинга разработки нефтяных месторождений.
2.1. Общая характеристика проблемы и ее состояние.
2.2. Цели, задачи и направления осуществления мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
2.3. Правовая основа проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений.
2.4. Методика осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений.
2.4.1. Задачи недропользователя и рекомендации по проведению мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
2.4.2. Проведение мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
2.5. Оценка проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов.
2.5.1. Выделение основных проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов.
2.5.2. О допустимых отклонениях проектных показателей.
2.5.3. Оценка выполнения проектного документа.
2.5.4. Примеры расчета обобщенного коэффициента расхождения с проектным документом.
2.6. Выводы.
Глава 3. Информационно-аналитическая система контроля разработки нефтяных месторождений.
3.1. Структура системы.
3.2. Информационный блок разработки месторождений.
3.2.1. База данных месячных эксплуатационных рапортов.
3.2.2. База запасов нефти, числящихся на государственном балансе ВГФ.
3.2.3. База данных годовых фактических и проектных показателей разработки.
3.2.4. База данных геолого-технических мероприятий и исследовательских работ.
3.2.5. Картографическая база.
3.3. Информационный блок лицензионных соглашений и проектных решений.
3.4. Аналитический блок.
3.5. Блок прогноза.
3.6. Выводы.
Глава 4. Результаты мониторинга разработки нефтяных месторождений.^
4.1. Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности.
4.2. Влияние выбытия скважин и проведения чрезмерной компенсации на рациональное извлечение запасов на примере месторождений ХМАО.
4.2.1. Общие положения.
4.2.2. Влияние выбытия скважин на основе фактических данных.
4.2.3. Влияние выбытия скважин на основе трехмерного гидродинамического моделирования.
4.3. Анализ выполнения проектных показателей разработки.
4.4. Прогноз добычи нефти по Ханты-Мансийскому автономному округу.
4.5. Выводы.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля"
Ханты-Мансийский автономный округ является одним из ведущих нефтедобывающих районов Российской Федерации. Занимая 3% территории, он обеспечивает более 55% добычи нефти России. Многие особенности разработки нефтяных месторождений в округе характерны для нефтедобычи в целом по России. Несмотря на наметившийся в настоящее время существенный рост добычи нефти в округе, отмечаются и неблагоприятные тенденции, связанные с ухудшением структуры и качества запасов, а также проведением мероприятий, направленных на сокращение себестоимости нефти, но не предусмотренных действующими проектными документами по разработке нефтяных месторождений.
Согласно «Закона о недрах» и лицензионных соглашений пользователь недр при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений обязан обеспечить соблюдение требований технических проектов, согласно которых должны производиться работы на месторождении, что на практике в последние годы редко выполняется.
Зачастую недропользователями при разработке месторождений применяются мероприятия, которые не были утверждены действующим проектным документом или, наоборот, фактически утвержденные мероприятия на месторождении не проводятся. К таким мероприятиям относятся: невыполнение проектных объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин, чрезмерная интенсификация добычи нефти, приводящая к нарушению технологических режимов работы скважин; большой бездействующий эксплуатационный фонд, приводящий к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков месторождений; задержка с формированием утвержденной системы разработки, создание системы разработки отличной от проектной; преждевременный перевод эксплуатационных скважин с одного объекта на другой и ряд других.
Чаще всего эти нарушения проектных решений, совместно с разработкой некоторых залежей, а бывают случаи - и месторождений, без проектной документации, приводят к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков нефтяных залежей, ухудшению энергетического состояния залежей, опережающему обводнению добывающего фонда скважин, разряжению сетки скважин. Все это в конечном итоге ведет к неэффективному использованию ресурсной базы, недостижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения, ухудшению структуры запасов из-за необоснованного быстрого вывода скважин из эксплуатации.
В рыночных условиях, когда целью является минимизация затрат и получение максимальной прибыли, недропользователю приходится быстро реагировать на экономические изменения путем отмены проведения утвержденных действующим проектом мероприятий или, наоборот, решением о проведении или усилении каких-либо мероприятий, что фактически создает условия для отклонений от проектных решений. Пока новые решения по разработке нефтяных месторождений в установленном порядке проходят экспертизу и утверждаются в соответствующих органах, и недропользователь и контролирующие государственные органы находятся в неведении о действительных последствиях проводимых на месторождении мероприятий.
В сложившейся ситуации возникают вопросы о влиянии отклонений от проектных показателей на рациональную разработку нефтяных месторождений. Важно выявить ключевые параметры или показатели, оказывающие наибольшее влияние на процесс качественной выработки запасов и допустимые отклонения от проектных показателей, чтобы снизить в дальнейшем вероятность неоправданного ухудшения структуры запасов или безвозвратной потери нефти в недрах. Решение этих вопросов необходимы для оценки ущерба наносимого недропользователями недрам и оценки случаев, когда в меняющихся рыночных условиях недропользователь поступает грамотно и по-хозяйски, а когда гонится на сиюминутной прибылью в ущерб недрам, отданным ему государством с целью рациональной разработки нефтяных месторождений.
Таким образом, грамотная эксплуатация нефтяных месторождений, рациональное использование запасов углеводородов, научно обоснованное управление процессами разработки требуют в необходимом объеме всестороннего надежного качественного информационного обеспечения, постоянного мониторинга за разработкой нефтяных месторождений и объектов разработки, включающего как проектные и фактические показатели разработки, так и их динамику, геолого-физические параметры, результаты исследований объектов разработки, а также условия, прописанные в лицензионных соглашениях и другие решения принимаемые государственными комиссиями: лицензионной, комиссиями по проверке выполнения лицензионных соглашений, комиссиями по запасам и комиссиями по разработке.
Целью настоящей работы является создание методических основ проведения мониторинга за эффективностью разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля, обеспечивающей анализ выполнения основных положений лицензионных соглашений и проектных документов, контроль за состоянием выработки запасов нефти. Создание такой системы позволит проанализировать принимаемые технологические решения, оценить их влияние на эффективность использования запасов, на основе чего выявить положительные и отрицательные последствия, которые должны лечь в основу дальнейшего контроля за состоянием разработки. Без информационной системы невозможен текущий и долгосрочный прогноз технологических показателей разработки, от которых зависит и выработка решений по дальнейшему развитию нефтедобывающей и смежных отраслей в регионе.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сутормин, Сергей Евгеньевич
3.6. Выводы.
1. При непосредственном участии автора разработано информационно-аналитическое обеспечение системы контроля для проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений.
2. Основными блоками информационно-аналитической системы контроля являются:
- информационный блок разработки нефтяных месторождений, включающий фактические данные с начала эксплуатации по состоянию и движению фонда скважин, помесячных показателей эксплуатации каждой скважины, данные по запасам нефти, геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов, и физико-химическим характеристикам насыщающих их жидкостей и газов, фактическим и проектным показателям разработки др.;
- информационный блок проектных решений и лицензионных соглашений, включающий также и другие решения ЦКР и ТО ЦКР, связанные с разработкой нефтяных месторождений, а также решения лицензионных комиссий и комиссий по проверке лицензионных соглашений;
- аналитический блок, включающий расчеты отклонений от проектных решений по методике, изложенной в главе 2, построение различных таблиц и графиков для проведения аналитической работы по вопросам контроля процесса разработки нефтяных месторождений и рациональной выработки запасов, оценку конечных извлекаемых запасов при сохранении текущего состояния разработки по объектам, находящимся на заключительной стадии разработки;
- блок прогноза, в котором осуществляется прогнозирование основных показателей разработки на краткосрочную и долгосрочную перспективу.
3. Для практической реализации информационно-аналитической системы контроля при проведении мониторинга разработки нефтяных месторождений предложена схема информационных потоков с необходимым набором баз данных.
4. На основе опыта эксплуатации информационно-аналитической системы в ХМАО предлагаются усовершенствованные формы и дополнительные показатели разработки для хранения в базах данных системы.
5. Приведены примеры фактического использования аналитического блока системы на основе базы данных паспортов мониторинга разработки и результатов оценки извлекаемых запасов с использованием характеристик вытеснения по ряду нефтяных месторождений ХМАО, находящихся на поздней стадии разработки.
Глава 4. Результаты мониторинга разработки нефтяных месторождений
4.1. Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности.
Широко известны описанные многими авторами (Борисов Ю.П., Иванова М.М., Сургучев М.Л. и др.) в различных работах [13, 14, 52] стадии разработки нефтяных месторождений. В большинстве работ период разработки нефтяных месторождений делится на 4 стадии, которые выделяются по текущему уровню добычи нефти: начальный или период роста добычи нефти (период интенсивного разбуривания), стабильной или высокой добычи нефти, период интенсивного снижения добычи нефти и наиболее длительный — заключительный период, когда уровни добычи нефти снижаются незначительно.
На основании анализа разработки нефтяных месторождений ХМАО автором совместно с В.И. Шпильманом, И.П. Толстолыткиным, Г.С. Зайцевым предлагается классификация по выработанности и обводненности (рис. 4.1, 4.2), которая в дополнении к вышеописанной широко известной классификации стадий разработки, может помочь в оценке эффективности и рентабельности проводимого на месторождениях или объектах разработки процесса выработки запасов нефти, так как в дополнение к разделению периода разработки на стадии в предлагаемой классификации выделяются четыре класса с технологически нормальным процессом разработки, 3 класса с нарушениями процесса разработки, вызванными различными причинами, и класс с заниженными запасами. Пример использования предлагаемой классификации на основе фактических данных эксплуатации по состоянию на 1.01.2005 года объектов разработки, расположенных на нефтяных месторождениях ХМАО, приведен на рис. 4.1.
Анализ показывает, что в соответствии с текущим состоянием разработки в классах с технологически нормальной выработкой запасов сосредоточено 64,5% начальных извлекаемых или 66,2% текущих извлекаемых запасов округа. Добыча нефти из объектов, попадающих в эти классы составила 80% от общей добычи по округу. В этих классах намного лучше используется эксплуатационный фонд - так, коэффициент использования добывающего фонда скважин составляет 0,823 против 0,699 в среднем по 5-8 классам. Рассматривая классы с технологически нормальной разработкой можно выделить закономерное снижение средних дебитов по нефти, а также снижение текущих извлекаемых запасов с 1 класса (начальной или ранней стадии разработки) по 4 класс (завершающей стадии). Наиболее изученными объектами являются объекты, попавшие в 3 и 4 классы и доля таких объектов (по величине извлекаемых запасов) составляет 12,5% текущих или 27,8% начальных запасов округа. Объекты этих классов имеют большие сроки разработки (объекты Усть-Балыкского, Трехозерного, Мегионского месторождений вводились с 1964 года), в свое время являлись одними из наиболее продуктивных, а в настоящее время в связи с высокой обводненностью запасы этих объектов можно отнести к трудноизвлекаемым.
Классификация стадий освоения объектов разработки, расположенных на лицензионных участках Ханты-Мансийского автономного округа по состоянию на 1.01.2005г.
Обв о д иенко с г ь. •
20 20-50 ю-во tW-W >90 t и -г « С <с л О' i it о <20 1MSS& Рання» стади» Теренопогичеош нормальная 206 оЯьеюпв; q-25.7; Ф-9.7Ч; Ранняя иплОий оссовния запасов, оыушмпнных интмеленьш завобнвшнш 122оаьвма: 4-11.6; Ф-вЛ Ot=13.74; Он-7,1'*; Б=6,7Ч; Д=5.4Ц
20-S0 Qi-35.14t: Он=1 Б=2.9 И; Д=1в.2% Ш Зрелаяa Теянологичва iafe IM&I И 4ti нормальная 0G ооъоктв; tru.?*; (2.7; Qi-iaj64K <LK/m< Зйй/мяооойт Освоение irnncen. вслозтюннмг н&ффжпшимои /я/зра fomx w 38 овЬв«пЛЮГ«ДФ г-5.1Ч6М3.1 n, 1Ч
50-80 з класс 1 gjKf, f fiu -toyajmiOo» Оздммю югасос с iamQaptiMu nm нормальная 76 ооьеюое; <t»eji; ФИ8°Я; Qi=8.14 ОнИ 1.7ЧЬ Б-21.4К: Д-13К, VrtAl.ew.i 4-7.7 ф 1t« . (itrtH^tWU'.: JMps SO 4 класс Заееринтшая cmaim Технологически нормвльмэя 01=4.4%; QH-16.1 It; Д-9Л1»
- текущие зяпзеы ■*■<' '.sjr.cn а я щп ■ 'л jnм K1WAO у ■ средний деСит нефти дсбыыющих сюахин, mJoym
Q* . нжчжимы» jMicw в К олт нячввьныу ззл*со* ХМАО Ф- йьйсттующий до&ышлмхций фснд от ХМА0>,%
Д . га&оэзя добыч J «ефл? и от добычи /го ХМАО, ft б- с>до5ь>ъз*ощий фонд от ХМАО>%
Рис. 4.1. Классификация стадий освоения объектов разработки ХМАО по состоянию на
1.01.2005 г.
1 класс это объекты, находящиеся на ранней стадии разработки. Здесь сконцентрированы объекты разработки, содержащие 35% текущих извлекаемых запасов округа. Практически все компании имеют дело с объектами этого класса. Коэффициент использования добывающего фонда скважин, работающих в этом классе самый высокий - 0,923. Дебиты этих месторождений по нефти и жидкости имеют широкий диапазон изменения в зависимости не только от горно-геологических условий, но и от компании, эксплуатирующей месторождение, от применяемых технологий, чистоты их соблюдения, качества строительства скважин, вскрытия продуктивных пластов и т.п. Объекты, находящиеся в данном классе находятся на этапе разбуривания и, соответственно, роста уровней добычи нефти, что естественно выражается на максимальных средних дебитах по нефти, которые в этом классе составляют около 26 т/сут, что значительно выше, чем по другим классам и в 2 раза выше среднего дебита по Округу.
2 класс нормально разрабатываемых месторождений - объекты, находящиеся на второй или третьей общепринятых стадий разработки. В этом классе объектов работает основной добывающий фонд Округа - около 33% от общего действующего добывающего фонда ХМАО. Поэтому и объем добычи нефти с объектов этого класса основной - более 39% от общей добычи нефти по округу 2004 года. Разброс дебитов добывающих скважин по нефти, как и по первому классу, значительный: от нескольких тонн до более, чем 70 т/сут, и объясняется это тем, что к нефтяным залежам этого класса относятся объекты с наиболее различными геопого-физическими и гидродинамическими свойствами.
3 класс месторождений с технологически нормальной поздней стадией разработки - объекты, находящиеся на третьей или начале четвертой общепринятых стадий разработки. Здесь наблюдается закономерное снижение дебитов скважин с ростом обводненности и выработанности запасов: текущие дебиты раз в 5 меньше первоначальных. Коэффициент использования добывающего фонда скважин, работающих в этом классе самый низкий из классов с нормальной разработкой - 0,754, что свидетельствует о низкой эффективности использования добывающего фонда. 35 ■ 0 1 X
5 20 ■ в о Я и2
10 ■
Классификация стадии освоения объектов разработки ХМАО п О о
W} 7 1 S 1
200
150 5 I 50
- т.; ,
1 1Н«свал -Qimnin" liw 'В ?. Я ^ qtlL7;0*nVW* '. 1НЛ 7*1;; >4«V Ц-t J, Ofrt, q* 11t. UV 4. B»=rv Wl '44.
Г.! 361МСЫ Об ЬЁК1Ы d оредн^йдебнтнеФтндоОывэощмктэжии.т/сут.
Ol '"текущин запасы данногс класса t % оттекущикзапасо! ХМАО. Д - до пя действующею довывэпщегл ; :--,г-< 01 хчло. ■ b-JpiQUTdHHULTt: aanaLtjfc, 1 - Od't IJjlHPHHrr Jt
Рис. 4.2. Распределение объектов разработки и запасов нефти промышленных категорий по стадиям освоения месторождений ХМАО по состоянию на 1.01.2005 г. 4 класс месторождений, также технологически нормально разрабатываемых, соответствует общепринятой четвертой завершающей стадии разработки. В этом классе работает 13% всего добывающего фонда округа. Необходимо отметить, что основные показатели работы объектов этого класса за последние годы несколько улучшились за счет активного применения современных технологий. Коэффициент использования добывающего фонда скважин объектов данного класса составляет 0,824, что выше среднего по округу - 0,784,
Три класса месторождений (5-7) относятся к объектам с нарушенным ходом разработки под воздействием различных факторов, среди которых главными являются бесконтрольное сверхнормативное заводнение, сверхмерные отборы жидкости из продуктивных пластов, неэффективность применяемых технологий разработки для соответствующих горно-геологических условий, К этим классам относятся объекты 5, 6 и 7 классов.
К 5 классу относятся объекты, осложненные интенсивным обводнением работающих скважин, что связано с неоправданной закачкой воды в пласт с целью поддержания пластового давления или высокой начальной обводненностью добывающих скважин, а также объекты, освоение которых затягивается на неоправданно долгий период, что выражается в отдельных работающих скважинах с низким темпом разбуривания или полным отсутствием эксплуатационного бурения. В эту группу входит большое количество объектов небольших по запасам (извлекаемые запасы около 1 млн. т), разрабатываемым отдельными скважинами, чаще всего на естественном режиме. В то же время встречаются и крупные объекты с чрезмерной закачкой часто кратно превышающей отборы жидкости из пласта (Ю^+Ю^ Бахиловского месторождения; викуловские отложения Ем-Еговской+Пальяновской, Талинской, Каменной площадей и ряд других). По многим объектам, попавшим в этот класс, причиной высокой обводненности является нарушение технологии разработки или применение технологии не позволяющей эффективно разрабатывать залежи нефти с конкретными геолого-гидродинамическими параметрами. Естественно, что средние дебиты добывающих скважин по нефти по объектам этого класса кратно (в 2,5 раза) отличаются от объектов 1 класса, которые также находятся на начальной стадии разработки. Основной причиной попадания объектов в 5 класс является отсутствие должного контроля процесса разработки.
6 класс объектов разработки во многом схож с 5 классом. Отличительной особенностью его является то, что объекты данного класса более разбурены и должны находится на стадии максимальной или близкой к максимальной добычи нефти, а уровень добычи нефти по ним в подавляющем большинстве случаев очень низкий, бездействующий эксплуатационный фонд очень высокий, что ставит под сомнение выработку утвержденных извлекаемых запасов нефти. Таким образом, можно сказать, что на объектах этого класса применяется неэффективная технология разработки.
7 класс объектов разработки характеризуется чрезмерными отборами жидкости из наиболее высокодебитных скважин и применением при этом бесконтрольного заводнения. На объектах этого класса слабо или вообще не применяются методы увеличения нефтеотдачи, кроме интенсификации отборов жидкости. В результате -средние дебиты добывающих скважин по жидкости, расположенных на объектах этого класса намного превосходят средние дебиты жидкости объектов других классов (от 1,12 раз по объектам 4 класса до 13 раз по объектам 8 класса, при этом дебиты скважин по нефти - самые низких из всех классов).
8 класс месторождений содержит объекты с заниженными запасами нефти. Характеризуется обводненностью продукции до 20% с выработанностью запасов более 50% и обводненностью 20-50% с выработанностью запасов более 80%. К этому классу относится небольшое количество объектов разработки (12), содержащих всего 0,03% текущих извлекаемых запасов округа. Эти объекты в большинстве находятся в начальной стадии разработки с небольшим (чаще - до 10) эксплуатационным фондом скважин.
4.2. Влияние выбытия скважин на рациональное извлечение запасов на примере разработки месторождений ХМАО 4.2.1. Общие положения.
Одной из наиболее важных проблем разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского округа является ранний вывод добывающих скважин в бездействующий фонд и преждевременный перевод скважин на другие объекты разработки (на многопластовых месторождениях). Если первая причина связана в основном с высокой обводненностью и низкими дебитами по нефти, которые возникают не только по причине выработки запасов нефти, а, как показывает практика, чаще по причине не выполнения технологий действующих проектных документов (несбалансированность отборов жидкости закачке воды, неправильно подобранный режим работы скважины, нарушениях в системе разработки и др.) или недостаточном применении современных технологий по интенсификации и увеличению нефтеотдачи, то практика перевода скважин на другие объекты при отсутствии для этого достаточных оснований, напрямую свидетельствует о выборочной отработке запасов. Любое отключение эксплуатационной скважины из системы разработки объекта приводит к нарушению проектной сетки скважин, а значит — к потерям в коэффициенте нефтеотдачи. Проблеме влияния разряжения эксплуатационной сетки скважин на нефтеотдачу посвящено множество работ и публикаций ([1, 18, 30, 35, 36, 49, 63, 66, 71, 78, 90, 93, 105, 106, 109, 116, 120, 145, 146, 150]). Тем не менее, эта проблема в настоящее время является острейшей, поскольку в округе в последние годы происходит увеличение бездействующего добывающего фонда скважин и сокращение действующего добывающего фонда, несмотря на ежегодный ввод из эксплуатационного бурения порядка 2000 новых добывающих скважин. Не надо забывать и о том, что структура остаточных извлекаемых запасов округа с каждым годом ухудшается и вопрос рационального использования введенных в разработку запасов нефти становится все острее.
По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Для оценки текущего состояния эксплуатационного фонда скважин автором совместно с И.П. Толстолыткиным предлагается ввести коэффициент использования проектной сетки, который определяется следующим образом:
Ф*
4.1) где Кс - коэффициент использования проектной сетки, доли ед.,
Ф* - текущий на дату сравнения фактический действующий эксплуатационный фонд, скв.,
Ф" - текущий на дату сравнения проектный действующий эксплуатационный фонд, скв.
В табл. 4.1 приведен пример Быстринского месторождения, когда выполнение и превышение текущего проектного эксплуатационного фонда и проектной плотности сетки скважин позволяет не только выполнить, но и способствует превышению утвержденного коэффициента извлечения нефти.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сутормин, Сергей Евгеньевич, Тюмень
1. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М., Недра, 1994 г., 308 стр.
2. Атнашев М.М., Конопляник А.А. Лицензионная политика как инструмент рационального управления нефтегазовым комплексом. II Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с. 16-21
3. Базив В.Ф. Новые требования к проектированию разработки месторождений в связи с широким применением методов увеличения нефтеотдачи. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 67-72
4. Бакирова Т.В. Опыт построения геоинформационных систем в ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 101-102
5. Балуев А.А. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского района. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 33-34
6. Батурин Ю.Е. А если недропользование сделать иным? // Нефтяное хозяйство, № 11, 2003 г., с. 18-19
7. Боксерман А.А., Е.М. Панкратов, Халимов Э.М. Концепция государственного управления рациональным использованием запасов нефти. // Труды I международноготехнологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.95-97
8. Бочаров В.А., Григорьев М.Н. Методический подход к выделению граничных точек стадий разработки месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с. 24-27
9. Васильева Л.Н., Крашенинников Ю.Н., Лозин Е.В. Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади. // Нефтяное хозяйство, №11, 2001г., с. 26-28
10. Волков Ю.А. Выявление и реализация потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения как одно из приоритетных направлений развития нефтедобывающей отрасли. // Интервал, №9 (44), 2002 г., с. 69-73
11. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов А.В., Штейнберг Ю.М., Дяченко А.Г., Вольпин А.С. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с.61-65
12. Голов Л.В., Козорезов А.А. Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений в России. // Интервал, № 9 (44), 2002 г., с. 43-45
13. Гордеев О.Г. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2003 г. с. 4-7
14. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с. 52- 54
15. Григорьев М.Н., Козлова О.И., Суслова В.В., Остроумов Д.М., Гудырин М.П., Бородяев Б. Г. Информационно-аналитическая система поддержки управления развитием минерально-сырьевой базы ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г., с. 28-32
16. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков A.M. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2000 г., с. 12-15
17. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Анализ результатов применения ГРП на месторождениях ХМАО. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.73-75
18. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1986 г., 332 стр.
19. Жданов С.А. Методы повышения нефтеотдачи и интенсификация добычи нефти: взаимосвязь и различие. // Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», М., 26-28 марта, 2003 г., с. 141-145
20. Жданов С.А. Прогноз добычи нефти на залежи, разрабатываемой на естественном режиме. // Сборник трудов РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть им. А.П. Крылова, № 127, М„ 2002 г., с. 51-53
21. Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О недропользовании», принят Думой ХМАО 9 апреля 1996 г., 48 стр.
22. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Особенности выработки запасов нефти на месторождениях ХМАО. // «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №1, стр. 30-32.
23. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Интенсификация добычи нефти и рациональное использование запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. II «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №8, стр. 126-129.
24. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО на современном этапе. // «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №9, стр. 48-52.
25. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Проблемы разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО. // Бурение и нефть, 2003 г., № 12, с. 1624.
26. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е. Особенности современного этапа разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. // Аналитический журнал «Нефтегазовая вертикаль», март 2002 г., № 4(71), с.58-61.
27. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А. Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 114-115
28. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е. Об итогах рассмотрения уровней добычи нефти на 2002 год. // Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г., № 10, с.22-24.
29. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Нарушение условий лицензионных соглашений при разработке нефтяных месторождений ХМАО. // Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 4, с. 10-12.
30. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Состояние разработки нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году. // Материалы третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2000 г., с.6-11.
31. Закиров С.Н. Анализ проблемы «плотность сетки скважин — нефтеотдача». М., Изд. Дом «Грааль», 2002 г., 314 стр.
32. Закиров С.Н. Что такое рациональная разработка месторождений нефти и газа? // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с. 46-49
33. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004 г., 520 стр.
34. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976 г.
35. Иванова В.А., Коробейников Н.Ю. Экономический механизм формирования и использования целевого резервно-ликвидационного фонда. II Нефтяное хозяйство, № 2, 2003 г., с. 16-18
36. Иванова В.А., Стрижнев В.А. Информационная модель прогнозного выбытия скважин эксплуатационного фонда. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с. 71-75
37. Канделаки Т.Л. Некоторые вопросы формирования стратегии развития ТЭК в современных условиях. // Нефтяное хозяйство, № 2, 2003 г., с. 8-9
38. Кащавцев В.Е. Некоторые вопросы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. И Нефтяное хозяйство, №9, 2002 г., с. 69-72
39. Колбиков B.C., Брахин Г.Б., Кудинов В.И., Малюгин В.М., Колбикова В.В., Никитенко В.В. Методы контроля за распределением остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней стадии эксплуатации. // Интервал, №2-3 (61-62), 2004 г., 41-45
40. Коноплёв Ю.В., Решетникова О.М. Контроль за разработкой нефтегазовой залежи на завершающей стадии. // Нефтяное хозяйство, №2, 2003 г., 24-27
41. Крылов А.П. О стабилизации добычи и уплотнения сетки скважин. // Нефтяное хозяйство, 1974 г., № 4, с. 28-30.
42. Крылов А.П. Некоторые проблемы развития добычи нефти.// План. Хозяйство, 1981 г., №6, с. 18-21.
43. Крылов А.П. О темпах разработки нефтяных месторождений. // Экономика и организация пром. Производства, 1980 г., № 1, с. 18-21.
44. Крылов А. П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, № 6, 1980 г., с.28-30
45. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004 г., 416 стр.
46. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. // Интервал, №4-5 (63-64), 2004 г., с. 56-60
47. Кутырев Е.Ф. К вопросу о создании эволюционно-фазовой модели нефтяной залежи. // Интервал, №11 (46), 2002 г., с. 36-44
48. Лебединец Н.П. О плотности сетки скважин. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2001 г., с. 54-55
49. Леонов В.А., Донков П.В. Мониторинг внедрения методов увеличения нефтеотдачи для освоения залежей высоковязкой нефти. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.320-321
50. Лисовский Н.Н. Принципы разработки месторождений в предыдущие годы и настоящее время. // Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», М., 17-19 марта, 2004 г., с. 3-10
51. Лисовский Н.Н., Филиппов В.П. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. И Материалы совещания в г.Альметьевске, сентябрь 1995 г., издание ВНИИОЭНГ, 1996 г., с.3-18
52. Лысенко В.Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и конечной нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, №12, 2001 г., с. 49-54
53. Лысенко В.Д. Методика проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, г. Альметьевск, 5-9 июня 2000 г., с.36-46
54. Лысенко В.Д. О повышении нефтеотдачи месторождения. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 144-146
55. Макаров А.В., Чебалдина И.В., Титова А.В., Богданова Т.И., Диниченко Т.И., Плешков В.В. Эффективность бурения вторых стволов скважин на Лянторском месторождении. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2001 г., с.108-112
56. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004 г., 628 стр.
57. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004 г., 606 стр.
58. Манырин В.Н., Каледин Ю.А., Житкова М.В. Использование программного обеспечения для решения вопросов добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г.
59. Медведев Н.Я., Исаченко В.М., Сонич В.П., Юрьев А.Н. Основные направления восполнения ресурсной базы ОАО «Сургутнефтегаз». II Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», М., 26-28 марта, 2003 г., С. 449-452
60. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Малышев А.Г. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 58-62
61. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Мишарин В.А., Малышев А.Г., Исаченко В.М., Пневских А.В., Ефимов П.А. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 69-75
62. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М., РМНТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, 1993 г., утвержден Министерством топлива и энергетики в феврале 1994 года, 87стр.
63. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, РД-153-39.0-110-01, утвержден приказом Минэнерго России № 29 от 5.02.2002 г. 121 стр.
64. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД-153-39.0-109-01.
65. Мирзаджанзаде А.Х., Щахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче, М., Наука, 1997 г., 254 стр.
66. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пепеляев Р.В., Степанов В.П. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом совокупности технико-экономических критериев. // Нефтяное хозяйство, № 11, 2003 г., с. 59-61
67. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б. Геологическое строение и разработка Бавлинковского нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., 440 с.
68. Муслимов Р.Х., Шакиров А.Н., Исмагилов О.З., Жеглов М.А. Анализ классификации технологий по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях Республики Татарстан. II Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 33-36
69. Нуряев А.С., Балуев А.А., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 106 -107
70. Нутрецов В.В. Роль геоинформационных систем в интеграции информационных систем, // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г., с. 86-87
71. Петров В В., Поляков Г.А., Полякова Т.В., Сергеев В.М. Долгосрочные перспективы Российской нефти (анализ, тренды, сценарии). М., Изд. «Фазис», 2003 г., 200 стр.
72. Пирвердян A.M., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б., Даниелян М.Г., Мириев Г.М. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений. М.,«Недра», 1975 г., 160 с.
73. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утверждены Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР, Протокол № 44 п.IV от 15.10.1984 г., М., ВНИИОЭНГ, 1987 г., 40 стр.
74. Предварительный стандарт «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа, ПС153-39.0-147-2003, утвержден приказом Минэнерго России № 246 от 24.06.2003 г., 66 стр.
75. Рамазанов Р.Г., Галимов И.М. Применение химических методов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ». // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 19-20
76. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39.0-047-00, утвержден Минтопэнерго России, Приказ №67 от 10.03.2000 г., 60 стр.
77. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96, утвержден Минтопэнерго России 23.09.1996 г., М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., 202 стр.
78. Савенков В.Ю. Оценка влияния преждевременного выключения скважин на эффективность выработки запасов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., 2002 г., 166 стр.
79. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с.28-30
80. Самигуллин В.Х., Гилязов P.M., Валуйскова Т.Н., Бикмухаметова Г.И., Юмашев Р.Х. Восстановление бездействующих и малодебитных скважин путем бурения дополнительных стволов. // Нефтяное хозяйство, №11, 2001 г., с. 13-14
81. Сазонов Б.Ф. Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки нефтяной залежи. II Сборник трудов РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть им. А.П. Крылова, № 122, М„ 2002 г., с. 11-16
82. Сафонов Е.Н., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана. // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 25-28
83. Советский энциклопедический словарь. М., 1990 г.
84. Соркин А.Я., Кан В.А., Ступоченко В.Е., Дябин А.Г., Жданов С.А. Эффективность применения физико-химических технологий воздействия в нагнетательных скважинах. // Нефтяное хозяйство, №4, 2004 г., с. 64-66.
85. Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Малышев А.Г., Зарипов О.Г., Шеметилло В.Г. Проблемы и перспективы освоения баженовской свиты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2003 г.
86. Стрижов И.Н, Кочкин С.Е., Ибатуллин Т.Р. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с.65-67
87. Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Динамическое моделирование разработки нефтяных месторождений с учетом технологии и экономики. // Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 2, с.78-79.
88. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Сутормин С.Е. Проблемы эффективного использования запасов нефти на месторождениях ХМАО. // «Нефтяное хозяйство», 2004 г., №5, стр. 41-45.
89. Толстолыткин И.П., Коровин В.А., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е., Севастьянов А.А. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», г. Ханты-Мансийск-г.Тюмень, 2004 г., 332 стр.
90. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. // Вестник недропользователя ХМАО, 2003 г., № 12, с.45-49.
91. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Больше не значит эффективней. Итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО в 2004 г. // Нефть России, № 4, 2005 г., с.53-57.
92. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В. Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2002 году. // Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г. Самара, 2003 г., № 1 (48), с.67-72.
93. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Зайцев Г.С. Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО. II Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г. Самара, 2002 г., № 8 (43), с.10-14.
94. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А. Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2001 году. // Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г., №10, с.14-19.
95. Тытянок ВН., Дрампов Р.Т. Эффективность разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами путем забуривания вторых стволов. // Нефтяное хозяйство, №12, 2001 г., с. 40-43
96. Федеральный Закон «О недрах» в редакции федеральных законов от 03.03.1995 г. №27 ФЗ от 10.02.1999 г. № 32 ФЗ.
97. Фахретдинов Р.Н., Житкова М.Н. Потенциал современных информационных технологий при оценке эффективности методов ПНП. // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 6164
98. Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М., Недра, 1985 г., 212 стр.
99. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные и газовые пласты. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.175-179
100. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я., Управление запасами нефти, М., Недра, 1991 г., 284 стр.
101. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2003 г., с. 71-73
102. Шелепов В.В. Мониторинг разработки нефтяных месторождений с использованием системы ТРИАС. // Нефтяное хозяйство, №11, 2003 г., с. 49-50
103. Шумилов В.А. Разработка и направления использования банка данных нефтегазовых технологий. // Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», М., 17-19 марта, 2004 г., с. 289-294
104. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефтяное хозяйство, №6, 1974 г., с. 26-29.
105. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу. // Нефтяное хозяйство, № 1, 1984 г., с.30-33
106. Юсупов P.M., Журавлев А.Б. Создание единого информационного пространства для эффективного управления данными нефтегазовой компании. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с. 34-38
107. Янин А.Н. Эффективность регулирования разработки с помощью бурения уплотняющих скважин. // Нефтяное хозяйство, № 10, 1979 г., с.39-43
108. Янин А.Н. Не повторять ошибок (из опыта рассмотрения проектных документов на ТО ЦКР по ХМАО. // Вестник недропользователя ХМАО, № 14, 2004 г., с. 10-19
109. Янин А.Н. «Груз-500» отечественной нефтяной промышленности (прогноз добычи нефти по России на 2005-2015 гг.), еженедельник «Сибирский посад», № 11-12, 2005 г.
110. Bailey W. Optimized Hyperbolic decline curve analysis of Gas well // Oil and Gas J., 1982, Feb. 15, p. 118-123
111. Khalid Aziz, Christian Wolfsteiner, Louis J. Durlofsky. Modeling conventional and non-conventional wells. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.283.
-
Сутормин, Сергей Евгеньевич
-
кандидата технических наук
-
Тюмень, 2005
-
ВАК 25.00.17
- Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении
- Анализ практического опыта применения геоинформационных технологий в проектировании разработки и обустройства нефтяных месторождений
- Анализ и оптимизация разработки нефтяных месторождений на поздней стадии на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения
- Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования
- Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи
