Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-методические основы системного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Научно-методические основы системного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений"
На правах рукописи УДК 3.982.041:001.5.(571.122)
ЗАЙЦЕВ ГЕННАДИЙ СЕРГЕЕВИЧ
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СИСТЕМНОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЦИОНАЛЬНЫМ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО
ОКРУГА)
Специальность: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва 2004
Работа выполнена в Департаменте по нефти, газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа
Научный консультант -
доктор технических наук, профессор, академик РАЕН
С.А. Жданов
Официальные оппоненты -
доктор технических наук, профессор, почетный академик РАЕН
Б.Т. Баишев
доктор технических наук, профессор, академик РАЕН
К. С. Басниев
доктор технических наук, академик РАЕН
Н.Н. Андреева
Ведущая организация -
ОАО «СибНИИНП»
Защита диссертации состоится « 09» апреля 2004 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «ВНИИ нефть» по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, 10
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть»
Отзывы, заверенные печатью учреждения, в одном экземпляре просим направлять по адресу: 125422 Москва, Дмитровский проезд, 10
Автореферат разослан
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук
М.М. Максимов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. В течение многих лет топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является основой энергоснабжения страны. Сегодня он обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов, 4/5 их производства и является главным источником налоговых и валютных поступлений государства.
В Ханты-Мансийском автономном округе ТЭК начинает свою историю с 1964 года и сегодня является главным нефтедобывающим комплексом России.
Пик добычи приходится на середину 80-х годов (свыше 350 млн.т в год). Период с 1989 по 1994 гг. характеризуется обвальным падением добычи (по 20-30 млн.т в год). С 1995-1999 гг. начинается период стабилизации и роста добычи нефти на уровне 165-170 млн.т. Несмотря на сокращение добычи, Ханты-Мансийский автономный округ сохраняет статус главной нефтедобывающей базы России. За 2002 год на территории ХМАО добыто 209,4 млн. т нефти.
Стабилизация и рост объемов добычи нефти за последние 4 года были достигнуты благодаря:
стабильному росту отбора жидкости; сокращению простаивающего фонда скважин;
широкому применению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов.
В то же время процент простаивающих скважин на территории округа еще достаточно высок (более 30%). Медленными темпами вводятся в разработку новые месторождения. На ряде площадей низки объемы эксплуатационного бурения, не в полной мере используется попутный нефтяной газ.
При эксплуатации месторождений недропользователями допускались нарушения, выявляемые Территориальной комиссией по разработке месторождений/ а также комиссиями по комплексным проверкам выполнения лицензионных соглашений при пользовании недрами на территории Ханты-Мансийского автономного округа.
Одно из основных нарушений - несоблюдение проектных решений по использованию ресурсной базы, предоставленной в пользование на основе лицензий, и выработке запасов углеводородов, т.е. статей лицензионных соглашений,, в которых определено, что разработка участка недр осуществляется согласно проектным документам, утвержденным в установленном порядке.
Анализ показал, что на отдельных лицензионных участках фактические уровни добычи нефти не соответствуют объемам, определенным в лицензионных соглашениях. Процесс разработки месторождений зависит, в основном, от инвестиционной политики недропользователей и часто развивается стихийно.
Нарушение проектных решений крупными нефтяными компаниями, работающими в округе много лет, связано, главным образом, с тем, что большинство проектных документов было составлено 10 и более лет назад в других
3
рос. национальная! библиотека [
С.П«ерб*
ОЭ 1СО'
¡р<г/]
экономических условиях и без учета новых методов интенсификации притоков и повышения нефтеотдачи пластов. Документы требуют пересмотра, но согласованные сроки их обновления не всегда соблюдаются. В небольших компаниях проектные решения нарушаются из-за отставания разбуривания месторождений, часто буровые работы на участке полностью прекращаются. Производится выработка наиболее продуктивных участков месторождения, что не может не сказаться на конечной нефтеотдаче по разрабатываемому объекту в целом.
В последние годы темпы эксплуатационного разбуривания продуктивных объектов отстают от темпов роста объемов добычи нефти. При такой тенденции невозможно обеспечить полноту выработки запасов нефти. Так, в целом по автономному округу объемы буровых работ в 1998 г. (3308 тысм) снизились по сравнению с 1995 г. (6650 тысм) более, чем в 2 раза. Разбуренность лицензионных участков по округу составляет 60%. В большинстве случаев она намного отстает от проектной, что приводит к выборочной выработке запасов, а значит - к нарушению технологических процессов разработки и снижению коэффициента нефтеотдачи.
Учитывая, что на территории ХМАО в промышленной разработке находится 177 месторождений и эксплуатируется более 3000 нефтяных залежей, а число предприятий - недропользователей, ведущих разработку недр, более 50, необходим автоматизированный контроль за выполнением проектных решений по выработке запасов углеводородов и использованию ресурсной базы.
После выдачи лицензий на право пользования недрами перед органами государственной власти, уполномоченными в сфере регулирования недропользования, возникла проблема организации государственного контроля за полнотой использования ресурсной базы участков недр, содержащих ресурсы и запасы нефти и газа, за выполнением недропользователями условий лицензионных соглашений. Не менее актуальна эта проблема для самих недропользователей, а также для управляющих органов вертикально интегрированных нефтяных компаний.
Настоящая работа посвящена вопросам создания (на примере территории Ханты-Мансийского автономного округа) системы контроля за рациональным использованием ресурсной базы лицензионных участков государственного фонда недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа; за соблюдением условий лицензионных соглашений и решений органов государственной власти в части выполнения проектных решений по разработке запасов нефти и газа с момента вступления в действие Закона РФ «О недрах».
Цель диссертационной работы: обоснование методических подходов; разработка структуры и создание модели контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазовых месторождений, за выполнением проектных решений по выработке запасов углеводородов; создание проекта компьютеризированной системы диагностики отклонений процесса разработки
залежей нефти от утвержденных проектных решений и оценка возможных потерь углеводородов.
Основные задачи исследований
1. Анализ текущего состояния и перспектив развития нефтедобычи ХМАО.
2. Разработка научно-методических основ организации контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазовых месторождений, выполнением проектных решений по выработке запасов углеводородов в системе государственного управления ресурсной базой ХМАО.
3. Разработка проекта компьютеризированной системы диагностики отклонений процесса разработки залежей нефти от утвержденных проектных решений.
4. Совершенствование экспресс-методов оценки возможных потерь нефти, обусловленных отклонениями процесса разработки нефтегазовых месторождений от проектных решений.
Методы решения поставленных задач Поставленные задачи решались на основе сравнительного анализа и обобщения опубликованных и фондовых данных, а также опыта разработки нефтегазовых месторождений. В работе использованы апробированные методы теории вероятностей и математической статистики, теории управления организацией.
Достоверность научных выводов и рекомендаций основана на приме -нении физически содержательных моделей, базирующихся на общих законах механики сплошной среды, физики пласта и подземной гидродинамики, проведении тестовых расчетов и совпадении результатов, полученных на вероятностных моделях и на обобщении опыта разработки месторождений.
Научная новизна
1. Впервые для Ханты-Мансийского нефтегазоносного региона разработаны научно-методические основы организации контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений, учитывающие положения действующего федерального и территориального законодательств.
2. Разработана структура непрерывно пополняемого Банка данных фактических и проектных показателей нефтяных месторождений ХМАО, содержащего также геолого-физические характеристики объектов и сведения о запасах нефти и газа. Созданные системы поиска и выборки информации позволяют оперативно проводить мониторинг разработки залежей нефти.
3. Впервые для нефтегазоносного региона создан проект компьютеризированной системы диагностики отклонений процесса разработки залежей
нефти от проектных решений как по одному, так и по нескольким контролируемым показателям.
4. Доказана возможность применения статистических моделей по оценке коэффициентов нефтеизвлечения месторождений ХМАО. Эти модели, базирующиеся на опыте длительной эксплуатации залежей нефти, используются для проверки реальности проектных коэффициентов нефтеизвле-чения.
5. Разработан метод определения коэффициентов многопараметрических характеристик вытеснения нефти водой для расчета извлекаемых запасов нефти. Использование предложенного алгоритма позволяет более обоснованно оценить возможные потери углеводородов при отклонении системы разработки залежей от проектных решений.
Практическая ценность работы
1. Разработанные научно-методические основы организации контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазовых месторождений позволяют наиболее эффективно использовать лицензионные участки недр в системе управления государственным фондом недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа.
2. Предложенная структура Банка данных фактических и проектных показателей нефтяных месторождений ХМАО позволяет оперативно получить необходимую информацию для оперативного анализа и контроля.
3. Компьютеризированная система диагностики отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений позволяет в автоматизированном режиме из всех нефтяных залежей, разрабатываемых на территории ХМАО, выявить объекты, имеющие отклонения, определить основные причины этих отклонений и оценить возможные потери углеводородов.
Реализация результатов работы
Разработанные научно-методические основы организации контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазовых месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа применяются для организации контроля, а также для составления проектов нормативных документов, в частности: «Положения о Ханты-Мансийской межведомственной территориальной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений», «Регламента по контролю за выполнением проектных решений при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений», «Регламента по контролю за выполнением проектных решений при обустройстве нефтяных и газонефтяных месторождений», «Положения о системе учета и контроля объемов добытой нефти, газа и сопутствующих им компонентов, добываемых из недр на территории ХМАО», «Методического руководства по оценке влияния вывода добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации на технологическую
и экономическую эффективность выработки запасов», Предварительного стандарта «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа», утвержденного и введенного в действие приказом Минэнерго России от 21 июня 2003 года № 246, Предварительного стандарта «Положение о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа», утвержденного и введенного в действие приказом Минэнерго России от 30 декабря 2002 года № 480.
Банк данных месторождений ХМАО и компьютерная система диагностики отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений, а также решения для практической реализации теоретически обоснованных методов характеристик вытеснения с целью оценки возможных потерь углеводородов используются территориальной комиссией по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений при анализе состояния разработки лицензионных участков недр и проведении экспертизы проектных документов и прогнозов объемов добычи нефти.
Основные защищаемые положения
Результаты сравнительного анализа и обобщения состояния и перспектив разработки нефтяных месторождений ХМАО с учетом последствий неполного выполнения проектных решений.
Методические основы системного контроля над эффективным использованием разрабатываемых запасов нефти и оценки последствий принимаемых технологических решений в процессе разработки нефтяного месторождения.
Методика диагностики отклонений процесса разработки нефтяной залежи от проектных решений
Методика оценки технологических потерь нефти, обусловленных отклонением процесса разработки залежей нефти от проектных решений.
Алгоритмы решений для практической реализации методов характеристик вытеснения с целью оценки возможных потерь углеводородов.
Результаты анализа последствий невыполнения проектных решений при разработке Кысомского месторождения.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались:
- на второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1998 г.;
- на третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999 г.;
- на четвертой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2000 г.;
- на семинаре «Взаимодействие службы управления ресурсами Ханты-Мансийского автономного округа с органами Госгортехнадзора и Гос-геолконтроля при лицензировании и контроле за использованием государственного фонда недр», Ханты-Мансийск, сентябрь 1999 г.;
- на совещании представителей федеральных органов исполнительной власти «Проблемы экологической безопасности нефтегазового комплекса Среднего Приобья», Нижневартовск, февраль 1999 г.;
- на Конгрессе нефтепромышленников России, Уфа, апрель 1999 г.
- на Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Москва, март 2002 г.
Публикации
По результатам выполненных исследований опубликовано 24 работы.
Структура н объем диссертации
Работа состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы. Общий объем составляет 248 страниц, в том числе 83 рисунка, 38 таблиц. Список литературы включает 146 наименований.
Работа написана по материалам научных исследований, выполненных автором в Департаменте по нефти, газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа. Автор выражает глубокую благодарность д.т.н. А.Х. Шахвердиеву, д.т.н., профессору С.А.Жданову, д.т.н. А.А.Казакову, д.т.н. Г.С. Малютиной, к.э.н. В.И. Карасёву, чл.-корр. РАЕН И.П. Толстолыт-кину, к.т.н. Э.А. Ахпателову, к.т.н. С.А. Севастьянову, академику РАЕН Ю.Е. Батурину, СЕ. Сутормину, Н.В. Мухарлямовой, к.т.н. В.Ю. Савенкову, д.т.н. Н.Н..Андреевой, Л.И. Овсию, В.В. Гузееву, к.г-м. н. В.Ф. Панову, к. г-м.н. В.В. Борщеву, В.В. Коркунову за постоянное внимание к работе, консультации, полезные обсуждения и советы. Автор признателен коллегам, вместе с которыми разрабатывались компьютерные программы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований
В первой главе представлен анализ состояния разработки и выполнения проектных решений по нефтяным месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа.
В 2002 году на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа добыто 209,4 млн.т нефти, что составляет около 55% объемов добычи нефти по стране. В разработке находилось 177 месторождений, размещенных на 205 лицензионных участках.
В истории разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа можно условно выделить четыре основных этапа: I этап -
интенсивно растущей добычи, II этап - стабильной добычи, III этап - падающей добычи и IV этап - возрастающей добычи.
I - этап интенсивно растущей добычи нефти с начала разработки до 1982 г. Годовая добыча доведена с 0 до 340 млн. тонн. Этап характеризовался вводом в разработку уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений с большими запасами нефти.
Рост добычи нефти обеспечивался за счет значительных объемов эксплуатационного бурения (11,2 млн. м в 1982 г.) и ввода в работу около 17000 добывающих скважин. Эксплуатационное разбуривание месторождений проводилось в полном соответствии с проектными технологическими документами. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов был доведен до 2,2% с отбором от НИЗ 17%.
До 1975 года (рис.1) наблюдался рост среднего дебита скважин по нефти до 134 т/сут. С 1976 года из-за форсированных отборов началось стремительное падение среднего дебита скважин до 60 т/сут в 1983 году.
Количество неработающих эксплуатационных скважин не превышало 10%. Обводненность продукции составила в 1982 году 35%. С первых лет ввода месторождений в разработку началась интенсивная закачка воды в продуктивные объекты с целью поддержания пластового давления (рис.3). С 1967 года текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды превысила 100% и достигла в 1982 году 144%. Накопленная компенсация была более 100% уже в 1969 году, а к концу этапа возросла до 132%.
II этап (1983-1988 гг.) характеризуется стабильной добычей нефти на уровне 340-360 млн.т в год (рис 2). Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов был самым высоким (2,3-2,4%) за всю историю разработки. От НИЗ было отобрано - 30%. Продолжился ввод в разработку новых промышленных запасов в объемах свыше 500 млн.т в год. Объемы эксплуатационного бурения наращивались в гигантских размерах и составили 21,9 млн.м в 1988 году. Производилось уплотнение эксплуатационных сеток скважин. Количество добывающих скважин было доведено до 45 тысяч (рис. 2). Неработающий фонд находился в пределах нормы. Закачка воды значительно превышала отборы жидкости. Текущая компенсация превысила 140%, накопленная компенсация стабильно держалась на уровне свыше 128%. Несмотря на гигантские объемы эксплуатационного бурения и ввод в работу большого количества эксплуатационных скважин, средний дебит по нефти продолжал снижаться (рис. 2) и в 1988 году составил 37 т/сут, обводненность продукции стремительно нарастала и составила к концу этапа 69%.
Интенсивные сверхпроектные отборы нефти привели к значительному снижению пластовых давлений и разгазированию отдельных залежей вплоть до образования техногенных газовых шапок (Мортымья-Тетеревское, Федоровское, Самотлорское и др. месторождения).
Дальнейшее интенсивное заводнение продуктивных пластов, которое шаблонно закладывалось в проектные решения, приводило к росту пластового давления выше первоначального, быстрому прорыву нагнетаемой воды и, как следствие, - к высокому обводнению продукции и значительному снижению дебитов скважин по нефти. В результате чрезмерного заводнения продуктивных пластов значительная часть запасов, находящаяся в менее проницаемых разностях коллекторов нефти, блокировалась повышенным давлением в высокопроницаемых прослоях, по которым циркулировала закачиваемая вода.
Как правило, фактические уровни добычи нефти превышали проектные. При резком снижении фактических уровней добычи нефти относительно проектных из-за более быстрых темпов обводнения продукции и снижения деби-тов скважин по нефти запасы списывались путем уменьшения коэффициента нефтеизвлечения.
Таким образом, как на этапе интенсивного роста, так и на этапе стабильной добычи, преследовалась цель максимального отбора нефти любыми средствами. Вопросам рационального использования недр, повышению нефтеотдачи пластов, предотвращению потерь углеводородов из-за чрезмерного обводнения продуктивных пластов, неконтролируемых перетоков нефти и газа из одного объекта в другой не уделялось должного внимания.
С 1989 года начался III этап - падающей добычи, продолжавшийся 8 лет, который характеризовался резким сокращением объемов эксплуатационного бурения с 21,9 млн.м в 1988 г. до 4 млн.м в 1996 г., выводом в бездействие значительного количества малодебитных и высокообводненных скважин, что
привело к расформированию проектных систем разработки на большинстве месторождений. Увеличилась обводненность продукции до 81,8%, значительно снизились уровни добычи нефти: с 354 млн.т в 1988 году до 165 млн.т в 1996 году. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов сократился до 1,1%, отбор от НИЗ составил 42%, дебиты скважин по нефти уменьшились до 11,8 т/сут. Неработающий фонд скважин увеличился до 41%, несмотря на ввод из бурения большого количества скважин (рис. 2).
До 1992 года закачка воды продолжала значительно превышать отбор жидкости (рис. 3), и только с 1993 г. начала снижаться текущая компенсация отборов закачкой со 140 до 118%, но накопленная компенсация продолжала оставаться на уровне 120% и выше. С 1990 года четко прослеживается тенденция превышения проектных годовых отборов на одну добывающую скважину при невыполнении показателей по действующему фонду скважин, что свидетельствует о выборочном отборе запасов.
С 1997 года на нефтяных месторождениях, расположенных на территории автономного округа, начался IV этап - возрастающей добычи нефти со 165 млн. т в 1996 году до 210 млн. т в 2002 году и объемов эксплуатационного бурения с 4 млн.м в 1996 году до 5,4 млн.м в 2002 году. Несколько увеличился действующий добывающий фонд и коэффициент его использования. Стабилизировались дебиты скважин по нефти, в результате нормализации баланса «отбор - закачка», сократилось чрезмерное заводнение продуктивных пластов и уменьшились темпы роста обводненности продукции. Значительно ускорились темпы внедрения новых технологий по интенсификации разработки и увеличению нефтеизвлечения (ГРП, бурение вторых стволов скважин, бурение горизонтальных скважин, применение физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты).
Для анализа рационального использования запасов и оценки полноты их выработки в ХМАО разработана классификация лицензионных участков по выработанности запасов и обводненности продукции. В зависимости от стадии разработки выделено пять классов:
/ - начальной стадии разработки;
II- зрелой стадии разработки;
III- поздней стадии разработки;
IV- аномальной стадии разработки;
V - лицензионных участков с заниженной оценкой извлекаемых запасов.
В выборке было НО лицензионных участков с разбуренностью запасов более 40% по состоянию на 1.01.2003 года.
I класс характеризуется выработанностью запасов до 40-55% и обводненностью продукции до 35%. Лицензионные участки (ЛУ) находятся в начальной стадии разработки с растущей добычей.
II класс характеризуется средними значениями выработанности запасов (от 20-45 до 55-80%) и обводненности продукции (от 35 до 75%). За неболь-
шим исключением лицензионным участкам этого класса присуща стабильная и растущая добыча.
III класс отличается высокими показателями выработки запасов (от 45 до 97%) и обводненности продукции (от 75 до 98%). На 25 лицензионных участках добыча падает, что объясняется поздней стадией разработки, на 11 участках добыча стабильная, на 19 участках добыча нефти растет.
Проведенная оценка показала, что по 30 ЛУ (54%) оцененные извлекаемые запасы при неизмененной технологии разработки превысят утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы на 323 млн.т, по 25 ЛУ не будет отобрано 185 млн. т утвержденных ГКЗ запасов.
IV класс характеризуется значительным превышением показателя обводненности продукции над показателем выработки, что является признаком малоэффективной разработки либо из-за несоответствия проектной технологии горно-геологическим условиям, либо из-за невыполнения проектных решений. Кроме того, причиной отнесения участка к IV классу может быть завышенная оценка извлекаемых запасов. Лицензионным участкам этого класса присущи пониженные показатели выработки запасов (менее 10% и до 45-60%) и повышенные значения обводненности продукции (от 35 до 98%). Лицензионные участки этого класса при применяемой технологии не обеспечивают рационального использования запасов и нуждаются в коренном улучшении технологии разработки. В случае завышенной оценки запасов они должны быть уточнены. Некоторые недропользователи идут на сознательное списание запасов для «улучшения» показателей разработки.
V класс имеет заниженную оценку извлекаемых запасов, лицензионные участки этого класса нуждаются в уточнении запасов.
Таким образом, можно считать, что лицензионные участки, отнесенные к I и II классам, эксплуатируются без существенного нарушения оптимальных технологий разработки и обеспечивают рациональное использование запасов без причинения ущерба недрам.
На поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения целого ряда лицензионных участков, отнесенных к III классу, выявляются недостатки применяемых, часто стандартных технологий, не позволяющих достичь утвержденного коэффициента нефтеизвлечения, который следует рассматривать как минимальную степень использования запасов. Необходим тщательный анализ таких лицензионных участков для интенсификации применяемой технологии разработки. Такой же анализ необходим для лицензионных участков, отнесенных к IV классу, для выявления причин их неэффективной разработки.
В 2002 году значительно снизился по сравнению с 2001 годом ввод в разработку новых запасов и месторождений: введено всего 7 новых месторождений с запасами 19 млн. т - это ниже аналогичного показателя 2001 года (11 месторождений с запасами 95 млн.т). Объем годовой добычи нефти превысил прирост запасов категорий А, В на 30 млн.т.
На рисунке 2 показана структура запасов нефти на территории автономного округа на 1.01.2003 г. 39% нефти добыто с начала разработки месторождений («вчерашняя нефть»), 14% составляют запасы категорий А, В, из которых производится добыча сегодня («сегодняшняя нефть»), 30% - неразбуренные запасы промышленной категории Сь из которой будет добываться нефть завтра, после их эксплуатационного разбуривания («завтрашняя нефть»), и 17% составляют предварительно оцененные запасы категории Сг, из которых нефть будет добываться послезавтра, когда они будут разведаны и разбурены эксплуатационным бурением («послезавтрашняя нефть»).
Следует отметить все возрастающую роль запасов юрских отложений в общем объеме добычи нефти на территории ХМАО. Так, в добытой нефти («вчерашней нефти») доля нефти юрских отложений составила 10%, в запасах категорий А, В («сегодняшняя нефть») уже 17% юрской нефти, в запасах категории О («завтрашняя нефть») более 50%, а в запасах категории С2 («послезавтрашняя нефть») - более 60%. Экстенсивный путь развития, при котором в разработку вовлекались все новые и новые запасы, исчерпывает себя, хотя в округе еще имеется значительный объем разведанных запасов, не введенных в разработку. Это не вовлеченные в разработку как целые месторождения, так и отдельные залежи на уже разрабатываемых месторождениях. Однако качество этих запасов низкое и для разработки требуются новые дорогостоящие технологии.
Известно, что запасы нефти неравнозначны. Достаточно объективным показателем качества запасов может быть коэффициент извлечения нефти (КИН) В работе показана характеристика начальных и текущих запасов промышленных категорий по недропользователям округа на основе значений КИН. Даны рекомендации по созданию дифференцированного подхода к оценке состояния ресурсной базы недропользователей на основе соотношения текущих извлекаемых запасов к текущим геологическим запасам.
Разбуренность текущих запасов промышленных категорий А, В, р в целом по округу составляет 68%. Динамика эксплуатационного бурения свидетельствует о его росте в период 1999-2001 гг. и падении объемов в 2002 году, что является тревожным симптомом, так как в 2002 году каждая третья тонна нефти добывалась из скважин, пробуренных за последние 6 лет. На протяжении 1998-2000 гг. прирост разбуренных запасов категорий А, В не компенсировал годовую добычу нефти, несмотря на рост объемов бурения в 19992000 гг.
И только в 2001 году, когда объемы бурения превысили 6,5 млн. м проходки, прирост запасов этих категорий перекрыл годовую добычу нефти, несмотря на ее рост. В 2002 году при снижении объемов эксплуатационного бурения на 1067 тыс.м (16,5%) прирост разбуренных запасов не восполнил годовой отбор нефти, что приводит к систематическому «проеданию» разбуренных запасов. В результате снижения объемов бурения на 1067 тыс. м разбуренные запасы не пополнились 30 млн.т нефти, было потеряно 3 млн.т годовой добычи. Действующий фонд скважин не пополнился 410 скважинами с низкой обводненностью и повышенным в сравнении со средним по территории автономного округа дебитом скважин по нефти.
В работе показано, как предприятиями-недропользователями на территории ХМАО ведется эксплуатационное разбуривание запасов в пределах лицензионных участков, для чего проходка соотнесена с числящимися на балансе компаний запасами категории СЛПри этом у большинства недропользователей на 1 млн. тонн запасов приходится меньше тысячи метров эксплуатационного бурения,
Из вышеизложенного следует, что темпы эксплуатационного разбуривания месторождений с 1998 года недостаточны, отстают от потребностей стабильного роста добычи нефти и не компенсируют уровни добычи приростом разбуренных запасов.
В 2002 году в округе продолжался начавшийся в 1999 году стабильный рост добычи нефти. С 1998 года добыча нефти возросла на 44 млн. тонн. Объемы 2001 года превышены на 16 млн.тонн. За год было добыто 209,4 млн.тонн. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составил 47,5%, выработанность разбуренных запасов - 74%. Текущий КИН на 1.01.2003 года равен 0,166. Обводненность продукции снизилась за год на
0,5% и достигла 84,0%. Средний дебит скважин по нефти вырос на 0,8 т/сут и составил 11,4 т/сут.
На рисунке 3 приведена добыча нефти по недропользователям за 2002 год в сравнении с 2001 годом и проектными показателями.
В 2002 году продолжался выборочный отбор запасов нефти. По всем недропользователям за исключением независимых российских нефтяных предприятий годовой отбор нефти на одну действующую добывающую скважину превышал проектный показатель от 3,3 до 115,2%.
Рис. 3.Выполнение проектного показателя по добыче нефти на территории
ХМАО в 2001-2002 гг.
На рисунке 4 приведена динамика выполнения проектных показателей годовых отборов нефти в сопоставлении с выполнением проектного показателя по действующему фонду добывающих скважин. Начиная с 1990 года, годовые отборы нефти на одну действующую добывающую скважину значительно превышают проектный показатель при существенном невыполнении проектного показателя по действующему фонду добывающих скважин, что свидетельствует о выборочном отборе запасов. В 2002 году выборочный отбор запасов оценивался в 51 млн. тонн нефти.
В работе приведен анализ распределения добывающих скважин по деби-там, добыче нефти и обводненности продукции. Из анализа следует, что 80%
добывающего фонда работает с дебитами по нефти до 15 т/сут, в том числе 49% с дебитами до 5 т/сут, а 70% скважин имеет обводненность продукции свыше 50%, в том числе 46% скважин с обводненностью свыше 85%.
• Рис. 4. Динамика выполнения проектных показателей по Ханты-Мансийскому
автономному округу
Из-за низких дебитов нефти и высокой обводненности добываемой продукции приоритетными становятся работы по ограничению водопритоков и повышению продуктивности скважин.
Очень большое значение при разработке нефтяных месторождений имеет использование пробуренного фонда эксплуатационных скважин (рис.5).
Коэффициент использования добывающих скважин колеблется от 54 до 92%. В целом по территории ХМАО он равен 76%. Коэффициент использования нагнетательных скважин находится в пределах 27-94% и в среднем составляет 69%. Доля неработающего фонда изменяется от 17 до 56-73%. То есть по округу не работает 40% эксплуатационного фонда, что нельзя признать удовлетворительным.
Анализ разработки нефтяных месторождений ХМАО позволил выявить ряд негативных моментов, осложняющих рациональное использование запасов.
В результате погони за быстрой выгодой на нефтяных месторождениях ХМАО были допущены: выборочный сверхпроектный отбор запасов нефти; избыточное заводнение продуктивных пластов; бесконтрольный вывод из экс-
плуатации скважин. На многих месторождениях была расформирована система разработки с последующей потерей запасов в недрах.
При составлении проектных документов не всегда обеспечивалась полнота вовлечения запасов нефти в разработку. Нередко в проектных документах предусматривалась избыточная компенсация отборов закачкой воды, следствием этого стало излишнее заводнение продуктивных пластов. Большой вред процессу разработки месторождений и рациональному использованию запасов наносит невыполнение проектных решений особенно в части отставания буровых работ, ввода скважин в эксплуатацию, соблюдения системы разработки, работающего фонда скважин и других показателей.
Таблица 1. Выполнение проектных показателей разработки по нефтяным месторождениям ХМАО_
Показатели Разработка с дефицитом показателя более 10% Разработка с отклонением показателя в пределах ±10% Разработка с превышением показателя более 10% Итого с отклонениями показателей от проекта более 10%
место рождение % месторождение % месторождение % месторождение %
Разработка без проекта или с нарушением срока его действия - - - - 24 13 24 13
Действующий фонд добывающих скважин 114 61 21 11 28 15 ИГ в
Годовой уровень добычи нефти 84 45 36 19 43 23 В
Годовой объем бурения 56 30 77 41 30 16 □
К сожалению, приходится констатировать, что в настоящее время разработка более 80% лицензионных участков ведется с нарушением проектных решений (по разбуренности месторождений, по годовой добыче нефти, по действующему добывающему фонду скважин, по текущей нефтеотдаче и т.п. (табл. 1).
За 2000-2002 гг. фактический объем эксплуатационного бурения по округу на 6,5 млн. м меньше предусмотренного проектом, проектный показатель по разбуренности запасов выполнен на 68%.
Действующий добывающий фонд скважин составляет три четверти проектного. В 2002 году фактическая плотность эксплуатационной сетки скважин
была ниже проектной, что делает проблематичным достижение утвержденного ГКЗ КИН.
В результате деформации эксплуатационной сетки скважин нарушается система разработки, производится выборочный отбор запасов. В 2001 году выборочный отбор оценивался в 40 млн. тонн нефти (20% годовой добычи), в 2002 году он вырос до 51 млн. тонн (24% годовой добычи). Следствием этого стало ухудшение структуры запасов, снижение нефтеотдачи и т.п.
Большое значение при повышении эффективности использования запасов имеют методы интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи. Однако часто применение этих методов не предусматривалось проектными документами и производилось по усмотрению недропользователя без согласования с государством.
Вопрос рационального использования запасов тесно связан с коэффициентом извлечения нефти. На 1.01.2003 года на территории ХМАО отобрано 16,6% геологических запасов нефти промышленных категорий (в недрах остается 83,4% геологических запасов) при обводненности продукции 84%. Рентабельно извлекаемые (коммерческие) запасы, утвержденные ГКЗ, составляют 0,349 геологических запасов. Для отдельных месторождений этот показатель считается чуть ли не предельным, превышать который не принято, и является своеобразным психологическим барьером при технологическом проектировании и экономической оценке вариантов разработки. Однако оценка извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения показывает, что по многим месторождениям ХМАО даже при имеющихся издержках в технологии разработки величина утвержденных ГКЗ извлекаемых запасов может быть более высокой.
Уровень рентабельно извлекаемых (коммерческих) запасов обосновывался и утверждался ГКЗ по каждому месторождению в разное время, по различным экономическим нормативам, отличающимся от современных, часто применительно только к технологиям вытеснения нефти водой без учета современных технологий разработки (например, водогазовое воздействие) и методов интенсификации добычи. По многим месторождениям утвержденный ГКЗ КИН не соответствует современным условиям. В работе делается вывод о том, что величина коммерческих извлекаемых запасов должна быть более мобильной и периодически пересматриваться по мере появления новых технологий, нового оборудования, резкого изменения цены на нефть, налоговых, рентных платежей и т.п.
Для оценки технологических добывных возможностей месторождения и перспектив развития нефтедобычи необходимо ввести наряду с коммерческими извлекаемыми запасами понятие о технологических извлекаемых запасах, обоснование и утверждение которых должно производиться с учетом применения самых современных технологий, до обводненности продукции 98%.
Экономическая оценка при этом должна даваться с точки зрения получения народнохозяйственного эффекта, а не только дохода недропользователя.
В работе приведена динамика дебитов скважин по нефти и обводненности продукции за период 1982-2002 гг. С 1996 года дебита по нефти стабильны на уровне 10,4 -10,6 т/сут. В 2002 году наблюдается их рост до 11,7 т/сут. Обводненность продукции за восьмилетний период выросла всего на 2,1% со снижением в 2002 году на 0,5%, что свидетельствует о стабилизации этого параметра. Стабилизация дебитов по нефти и обводненности продукции произошла за счет применения вторичных и третичных методов, ввода в разработку из бурения новых скважин с меньшей обводненностью и большим дебитом, чем в среднем по округу.
Одной из причин стабилизации обводненности продукции стала нормализация баланса «отбор - закачка» Сложившаяся ситуация с использованием запасов на разрабатываемых месторождениях округа может и должна быть улучшена. Начавшийся на месторождениях округа этап возрастающей добычи нефти обусловлен более интенсивной разработкой остаточных текущих запасов уже разбуренных продуктивных пластов. Объемы этих запасов довольно значительны, судя по невысокой выработанности многих продуктивных пластов. Об этом свидетельствует высокая эффективность бурения вторых стволов, горизонтальных скважин, ГРП, методов увеличения нефтеотдачи в заводненных зонах. На многих месторождениях начался рост добычи, а на некоторых - снижение обводненности продукции. Этому способствовали: оптимизация баланса «отбор - закачка», вывод из бездействия эксплуатационных скважин, восстановление расформированных систем разработки.
Одна из причин корректировки проектных решений в процессе разработки нефтяного месторождения - изменение геолого-физических характеристик пластов по мере разбуривания и получения новых данных о геологическом строении объектов разработки.
В ряде случаев такие изменения бывают значительными. На основе обобщения информации о результатах исследований разведочных скважин и эксплуатации месторождений Западно-Сибирского региона нами выявлены основные тенденции изменения представлений о строении продуктивных пластов в процессе разведки и последующего эксплуатационного разбуривания нефтяных месторождений
Во второй главе проведен анализ применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. На основе анализа даны рекомендации по применению наиболее эффективных методов для повышения степени использования запасов. Обоснован прогноз перспектив развития добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе - важнейшем нефтедобывающем регионе страны.
В 2002 году в результате бурения и ввода новых скважин в эксплуатацию было добыто 12 млн. т нефти, сверхпроектные отборы составили 51 млн. т, и
65 млн. т было добыто за счет геолого-технических мероприятий, методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов.
Ремонтно-изоляционные работы, дострелы с применением глубокопроникающей перфорации, обработки призабойных зон, нормализация баланса «отбор - закачка», оптимизация работы скважин составляют основу улучшения использования пробуренного фонда, восстановления проектной плотности сетки скважин, системы разработки, способствующей интенсификации добычи нефти. Вышеперечисленное следует понимать как интенсивное исправление допущенных недостатков в проводке скважин, загрязнении призабойной зоны пластов, режиме работы, системе и технологии разработки; положительный эффект от этого несомненен.
Что касается применения горизонтального бурения, проводки вторых стволов, гидроразрыва пласта, циклического заводнения, потокоотклоняющих систем и т.п., то наряду с интенсификацией притоков нефти они вовлекают в разработку ранее не дренируемые запасы, способствуют их более полному использованию и повышению коэффициента нефтеизвлечения.
В 2002 г. из 209,4 млн. т нефти 65,2 млн. т, или 31,1% от всей добычи по ХМАО было добыто благодаря современным методам интенсификации, увеличения нефтеотдачи и геолого-техническим мероприятиям.
На рисунке 7 приведены доли дополнительной добычи нефти в 2002 году за счет применения методов интенсификации, увеличения нефтеотдачи по основным технологиям. Большую долю дополнительной добычи нефти дает гидроразрыв пласта (ГРП).
□ Зар*зк* 2 стволов ... ■ Горизонтальны* скважины
□ ОПЗ □ МУН и гидродинамика 11.
■ ГРП V □ Прочи» ГТМ"V;;
Рис. 7. Дополнительная добыча нефти за счет применения методов интенсификации, увеличения нефтеотдачи по основным технологиям в 2002 году
Глубокопроникающий гидроразрыв пласта - наиболее эффективное средство повышения технико-экономических показателей разработки низкопроницаемых коллекторов. Для некоторых месторождений ХМАО применение ГРП является основным методом интенсификации и повышения нефтеотдачи. В последние 5-8 лет наиболее широко применяется именно эта технология. В работе показано, что практически все компании используют гидроразрыв пласта как на существующем эксплуатационном фонде, так и на вновь вводимых из бурения скважинах, что позволяет значительно повысить их производительность. В ОАО «Сургутнефтегаз» проводится системный ГРП одновременно на нагнетательных и окружающих их добывающих скважинах. Системный ГРП значительно эффективнее единичного ГРП. С помощью ГРП по всем нефтедобывающим предприятиям округа (с учетом переходящего эффекта за 2002 год) добыто 23,5 млн.т нефти, что составляет 36% от всей дополнительной добычи нефти по округу и на 4,8% выше показателя 2001 года. В работе приведены данные по анализу эффективности применения ГРП недропользователями на территории ХМАО.
Гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов почти 30 лет применяются на месторождениях Западной Сибири и в настоящее время продолжают широко использоваться недропользователями в качестве основных технологий.
В работе приводятся сведения по анализу эффективности гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, на долю которых в целом по округу приходится 13,7 млн. т нефти, или 21,1%.
В настоящее время на нефтяных месторождениях ХМАО все чаще стало применяться бурение горизонтальных скважин и боковых стволов.
Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС). Особенно это актуально для месторождений со сложным геологическим строением, находящихся на поздней стадии разработки, расположенных на особо охраняемых природных территориях. Применение горизонтальных скважин позволяет значительно улучшить технологические и экономические показатели разработки, а также обеспечить более высокий темп добычи нефти и увеличить КИН на 10-15%. В работе приведены результаты эффективности бурения горизонтальных скважин на территории ХМАО.
Эксплуатация многоствольных скважин ускоряет темпы отбора (в среднем в 3 раза) и увеличивает нефтеотдачу из пластов, разных по геологическому строению.
С появлением технологии зарезки боковых стволов у компаний появилась возможность использования бездействующих скважин, подлежащих ликвидации. Проведя исследования на гидродинамической модели, оценив слабодре-нируемые в ходе разработки зоны и местоположение остаточных подвижных
запасов, можно использовать эти скважины для повышения полноты выработки запасов.
Бурение горизонтальных скважин и боковых вторых стволов позволило в 2002 году добыть 1,2 млн. т и 1,9 млн. т нефти, соответственно, или 1,7 и 2,9% от дополнительно добытой нефти. По сравнению с 2001 годом объемы бурения горизонтальных скважин снизились на 10%, а зарезка вторых стволов увеличилась на 45,8%.
Рассчитанная удельная эффективность на 1 метр проходки боковых стволов составила 7-9 тонн нефти, а удельная эффективность на 1 метр проходки скважин обычного профиля - менее 1 тонны.
В связи с этим применение вторых стволов не только экономически выгодно, но и положительно влияет на полноту выработки запасов, а также позволяет использовать простаивающий эксплуатационный фонд скважин, переводя их в разряд рентабельных.
При помощи обработки призабойных зон пласта (ОПЗ) добыто 5,1 млн.т нефти, или 7,8% от общей дополнительной добычи
В работе приведена оценка эффективности применения недропользователями ГТМ, на долю которых приходится 19,8 млн. т дополнительной нефти, или 30,4%
Геолого-технические мероприятия важны для восстановления действующего добывающего и нагнетательного фонда скважин, что положительно влияет на эффективность системы разработки и более полное извлечение запасов нефти из недр.
Таким образом, широкое внедрение современных технологий интенсификации притока и повышения нефтеотдачи в комплексе с геолого-техническими мероприятиями позволяет даже на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, не только снижать темпы падения добычи, но и стабилизировать, и увеличивать добычу нефти. Эти методы позволяют реанимировать скважины бездействующего и низкодебитного фонда. В настоящее время - это надежный резерв увеличения добычи нефти и повышения эффективности использования разведанных запасов на месторождениях с обустроенной инфраструктурой.
На основе анализа разработки нефтяных месторождений ХМАО сделаны два варианта прогноза добычи нефти на территории автономного округу на перспективу до 2020 года.
В основу обоих вариантов прогноза положен базовый вариант, рассчитанный по условиям истории разработки и определяющий уровень добычи нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи, без ввода новых скважин. Для определения базового уровня добычи нефти использовалась функциональная зависимость между накопленными отборами нефти и жидкости, предложенная Р.И.Медведским. Данная модель является дважды асимптотичной и
позволяет осуществлять прогноз с начала массового обводнения продукции скважин.
В прогнозе учитывается объем добычи за счет бурения и ввода новых скважин на разрабатываемых месторождениях распределенного фонда недр (запасы категории Q).
Следующей составляющей прогноза стала добыча нефти за счет ввода в разработку новых месторождений нераспределенного фонда недр с запасами категории Q и С2, выставляемых на очередной раунд лицензирования.
В первом варианте прогноза предполагается стабилизация объемов эксплуатационного бурения на уровне 2002-2003 гг. - 5,4 млн. м в год. В результате этого максимальное значение добычи нефти будет достигнуто в 2005 году на уровне 240 млн. тонн с последующим снижением к 2020 году до 186 млн. тонн. По базовому варианту прослеживается падение добычи нефти во времени с 227 млн. тонн в 2003 году до 150 млн. тонн в 2020 году.
Всего с 2003 до 2020 гг. предполагается добыть 3907 млн. тонн нефти, в том числе за счет бурения 452 млн. тонн и ввода месторождений из нераспределенного фонда недр, выставляемых на очередной раунд лицензирования, 110 млн. тонн.
Второй вариант прогноза предусматривает в случае благоприятного экономического климата в России и на мировом рынке, порождающего спрос на углеводородное сырье, рост объемов бурения, который к 2012 году может достигнуть 9.6 млн.м с последующей относительной стабилизацией на уровне 8.9 млн.м. При определении объемов бурения предполагалось максимальное вовлечение запасов категорий A,B,Ci в разработку в период 2003-2020 гт.
Повышение объемов бурения сопровождается ростом добычи нефти по округу до уровня 257 млн.т в 2012 году и медленным спадом добычи до 240 млн.т в 2020 году.
Разбуривание запасов категории Q на разрабатываемых месторождениях и ввод новых месторождений распределенного фонда недр могут обеспечить дополнительную добычу в 1124 млн. т нефти.
В третьей главе выработаны методические основы контроля рационального использования нефтяных ресурсов.
Приведены результаты исследований по направлениям:
• формулирование принципов и особенностей контроля и управления рациональным использованием нефтяных ресурсов нефтегазодобывающего региона;
• систематизация информации о методах контроля, многокритериальной оценки, аналитического сравнения альтернатив при решении слабоструктурированных задач;
• анализ проблемы сравнения фактических и проектных показателей разработки на примере нефтяных месторождений нефтегазодобывающего региона ХМАО;
• определение методологических подходов к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей разработки нефтяных месторождений;
• формализация процесса принятия решений по результатам сравнения фактических и проектных показателей разработки нефтяных месторождений;
• организация контроля использования государственного фонда недр и исполнения принимаемых решений в системе государственного управления ресурсной базой ХМАО.
Контроль за обеспечением рациональной разработки нефтяных месторождений, выполнением проектных решений и лицензионных условий методологически и организационно сложен, что связано с большим количеством нефтяных и нефтегазовых месторождений и объектов разработки, а также с многофакторностью процесса учета и выработки запасов.
До недавнего времени процесс реализации лицензионного соглашения в части выработки запасов и проектного документа разработки контролировался недропользователями самостоятельно или (в лучшем случае) путем временного согласования с контролирующими органами. Отсутствие единого подхода к организации контроля рациональной выработки запасов делает это решение неоднозначным, а в ряде случаев взаимоисключающим.
Именно поэтому важно установить принципы контроля и управления рациональным использованием нефтяных ресурсов.
Контроль и управление использованием нефтяных ресурсов должны обеспечивать выполнение основных нормативных документов как Федерального, так и регионального уровня, и соответствовать их основным требованиям (принцип соответствия).
В Ханты-Мансийском автономном округе в разработке находятся десятки нефтяных месторождений, на которых выделяются сотни объектов разработки. Принцип системности должен обеспечивать взаимосвязь принимаемых решений по конкретным объектам, по месторождению, а также по региону в целом.
Важным этапом контроля является сопоставление реально достигнутых результатов с установленными ограничениями. При этом необходимо определить, насколько допустимы или относительно безопасны выявленные отклонения от проекта или условий лицензии.
Особое значение имеет правильное формирование анализируемых параметров, а также установление диапазонов их возможного и недопустимого изменения (отклонения). При этом необходимо определить и анализируемый масштаб отклонений. С одной стороны, если слишком большой масштаб, то возникающие проблемы могут быть вовремя не замечены и не приняты соответствующие решения. С другой стороны, слишком маленький масштаб будет заставлять реагировать на очень небольшие изменения, что усложнит кон-
троль, «засорит» его ненужными подробностями и в результате снизит его эффективность. Это касается и частоты контроля.
Для осуществления контроля за использованием нефтяных ресурсов, необходима постоянная обратная связь между анализируемым объектом и центром контроля. В этом случае будут также обеспечиваться контроль и возможность устранения отклонений прежде, чем они примут необратимый характер.
Обеспечение постоянной обратной связи сможет реализовать требование гибкости контроля, т.е. возможности приспосабливания его к происходящим изменениям как на объектах контроля, так и в устанавливаемых критериях контроля.
Наконец, при планировании системы контроля и управления нефтяными ресурсами необходимо иметь в виду, что затраты на их организацию и проведение должны оправдываться целями и конечными результатами.
Преимущество системного подхода при проведении контроля за разработкой на управленческом уровне состоит в возможности выявления по всем объектам в короткие сроки наиболее значимых отклонений и нарушений, что, в свою очередь, позволяет при наличии обратной связи принимать решения, оптимизирующие дальнейшие действия по нормализации ситуации.
Задача подготовки к принятию решений по оптимизации деятельности недропользователей относится к типичной слабоструктурированной. Именно для решения слабоструктурированных задач или проблемы выбора в уникальных ситуациях предназначен системный анализ, общая схема которого представлена следующими этапами:
• определение целей и ресурсов;
• определение альтернатив решения проблемы;
• аналитическое сравнение альтернатив;
• выбор наиболее предпочтительной альтернативы.
Особенностями системного подхода являются:
дисциплинирующее начало, реализующее стремление к комплексности, охвату всех аспектов рассматриваемой проблемы;
необходимость разработки и использования специальных методов аналитического сравнения вариантов в условиях неопределенности и наличия многих критериев эффективности.
Цели, которые могут быть использованы в качестве стандартов для контроля, имеют две очень важные особенности: наличие временных рамок, в которых должна быть выполнена работа, и конкретный критерий, по отношению к которому можно оценить степень выполнения работы.
Процедура измерения фактически достигнутых результатов должна регламентироваться, а качество измерения — контролироваться. Измерение результатов, позволяющих установить, насколько удалось соблюсти установленные стандарты - это самый трудный и дорогостоящий элемент контроля. Для того чтобы быть эффективной, система измерения должна соответствовать виду
деятельности, подвергаемому контролю. Вначале необходимо выбрать единицы измерения, в которых выражен стандарт. Выбор подходящей единицы измерения - это наиболее легкая часть проведения контрольных измерений, обеспечивающих в конечном итоге и весь контроль, достижение целей.
Одинаково важно, чтобы скорость, частота и точность измерений тоже были согласованы с деятельностью, подлежащей контролю.
Сопоставление реально достигнутых результатов с установленными стандартами возможно, если определены пределы допустимых или относительно безопасных отклонений от стандартов. На этом этапе контроля дается оценка, которая служит основой для принятия решений о начале действий. Деятельность, осуществляемая на этой стадии контроля, - наиболее заметная часть всей системы контроля. Она заключается в определении масштаба отклонений, измерении результатов, передаче и оценке информации.
Во многих случаях мерой оценки информации может быть масштаб допустимых отклонений, установленный ранее. Часта управленцы (менеджеры) должны давать личные оценки, интерпретировать значимость полученной информации и корректировать запланированные и фактически достигнутые результаты. При этом необходимо принимать в расчет риск и другие факторы, определяющие выбор того или иного решения. Цель этих оценок состоит в принятии решения, как действовать и когда.
Последняя стадия этапа сопоставления заключается в оценке информации о полученных результатах. На этой стадии необходимо решить вопрос о важности полученной информации. Важная информация - это такая информация, которая адекватно отражает и описывает исследуемое явление и необходима для принятия правильного решения.
Основная цель контроля состоит в том, чтобы добиться такого положения, при котором процесс управления подконтрольной системой заставлял бы ее функционировать в соответствии с намеченным планом. Система контроля, которая не позволяет устранить серьезные отклонения, прежде чем они перерастут в крупные проблемы, бессмысленна. Проводимая корректировка должна концентрироваться на устранении настоящей причины отклонения. В идеале стадия измерений должна показывать масштаб отклонений от стандарта и точно указывать их причины. Это сопряжено с необходимостью эффективной процедуры принятия решений. Смысл корректировки во всех случаях состоит в том, чтобы понять причины отклонения и добиться возвращения подконтрольной системы к правильному образу действий.
Не все отклонения от стандартов следует устранять. Иногда сами стандарты могут оказаться нереальными, потому что они основываются на планах, а планы - это лишь прогнозы будущего. При пересмотрах планов должны пересматриваться и стандарты. Стандарты, требования которых выполнить очень трудно, фактически делают тщетными усилия достичь сформулированных целей и сводят на нет всю мотивацию. Как и в случае с корректирующими
действиями различного типа, необходимость радикального пересмотра стандартов может служить симптомом проблем, возникающих либо в процессе собственно контроля, либо в процессе планирования.
Различают 3 этапа контроля: предварительный, текущий и заключительный.
Предварительный, или общий контроль осуществляется в процессе проверки реализации определенных нормативных актов, правил и процедур. Поскольку законы, нормы и правила вырабатываются для обеспечения достижения намеченных целей, то контроль за их строгим соблюдением является одним из способов убедиться, что работа движется в заданном направлении.
Текущий контроль, проводимый непосредственно в ходе выполнения работ, состоит из регулярных проверок, обсуждения возникающих проблем и предложений по усовершенствованию работы и позволяет исключить отклонения от намеченных целей, норм и правил. Если же позволить этим отклонениям развиться, они могут перерасти в серьезные трудности. Текущий контроль проводится в реальном времени, т.е. одновременно с выполнением контролируемых процессов. Он базируется на измерении фактических результатов, полученных после проведешм тех или иных мероприятий, направленных на достижение желаемых целей.
Основой текущего контроля является обратная связь или получение данных о результатах функционирования элементов системы. Обратная связь позволяет выявлять непредвиденные проблемы и вырабатывать меры предотвращения отклонений в деятельности системы от наиболее эффективного достижения целей.
На заключительном этапе контроля сравниваются фактически полученные результаты работ с требуемыми.
Обратная связь, или получение данных о результатах функционирования элементов системы, необходима при осуществлении как текущего, так и заключительного контроля. При текущем контроле обратная связь обеспечивает достижение поставленных целей и своевременное решение возникших проблем. На стадии заключительного контроля обратная связь используется для оценки результатов контролируемой деятельности по истечении заранее определенного периода путем сравнения фактически полученных результатов с намеченными целями.
Эффективность контроля обусловливается следующими факторами: информация о результатах функционирования системы доступна на всех уровнях управления (доступность);
обеспечена стратегическая целесообразность контроля и выделены приоритетные направления его проведения (целесообразность); - затраты времени на проведение контроля соответствуют целям управления (своевременность);
система контроля легко адаптируется к изменениям стандартов и критериев (гибкость);
средства контроля адекватны пониманию взаимодействующих с ней людей (простота);
затраты средств на проведение контроля оправдываются целями (экономность).
Принятие хозяйственных и управленческих решений как основной цели управления, базирующейся на результатах контроля, - это проблема выбора, требующая специального подхода и системного анализа. Комплекс методов, используемых с целью выбора рациональной альтернативы, разрабатывается с помощью теории принятия решений. Ее основы были заложены в период второй мировой войны. С тех пор исследование процессов принятия решений быстро развивалось в двух направлениях - собственно теории принятия решений, направленной на получение рациональных решений и выбор оптимальных альтернатив, и поведенческой теории принятия, решений, представляющей собой анализ психологии людей, принимающих личностные и организационные решения.
Поведенческая теория принятия решений исследует психологические механизмы, управляющие процессом принятия решений. Ее разработка осуществляется психологами и социологами, которые с помощью специально поставленных экспериментов, статистической обработки социальных явлений, игровых ситуаций и опроса групп людей стремятся ответить на вопросы: как люди производят выбор и какие факторы влияют на правильность принимаемых решений.
Безусловно, как и всякая наука, изучающая поведение человека, поведенческая теория принятия решений интересна для людей разных специальностей. Кроме того, результаты этих исследований несомненно полезны для разработки методов принятия рациональных решений, т.е. для развития основного направления теории принятия решений, разрабатываемого математиками, экономистами, системщиками, кибернетиками.
Практическая целесообразность методов принятия решений может быть доказана по истечении времени, когда будет накоплен достаточный опыт, подтверждающий, что последствия деятельности человека, основанные на интуитивных решениях, существенно уступают результатам научно обоснованного выбора альтернатив. Сейчас, когда опыт применения методов принятия решений невелик, в их пользу свидетельствует то, что причины многих неудачных решений заключаются в недостаточном внимании к процессу выбора. Убедительным доводом представляется также то, что группа лиц или лицо, принимающее решение (ЛПР), обязаны объяснить логические основания своего выбора.
Как правило, это проблемы, характеризуемые большим объемом информации (что не позволяет эксперту или ЛПР переработать ее вручную), значи-
тельным количеством альтернатив, достоинства и недостатки которых оцениваются множеством критериев. Исходная информация и оценки критериев неоднозначны, собственно выбор не очевиден и во многом определяется предпочтениями ЛПР.
Классифицируя по двум признакам - повторяемость/уникальность и субъективность/объективность оценки решений, выделяют три класса задач:
с объективно оцениваемыми результатами, по которым могут быть созданы программы, превосходящие возможности человека; повторяющиеся задачи с субъективно оцениваемым результатом - для этого класса задач идеальным является создание программ, имитирующих эксперта (экспертные системы);
уникальные задачи с субъективно оцениваемым результатом - для их решения целесообразно создание программ, способных заменить людей или превзойти их.
На наш взгляд, степень уникальности проблемы и субъективности или объективности оценки решений во многом зависит от ее постановки и глубины осознания самим решателем. Если учесть разнообразие свойств нефтяных месторождений, практическую невозможность их точной оценки, недостаточную изученность, меняющиеся внешние (в т.ч. экономические) условия, а также то, что результат реализации проектных решений отдален по времени от момента принятия решения, проблему оптимизации деятельности недропользователей можно отнести к слабоструктурированным. Слабоструктурированные проблемы имеют следующие особенности:
• принимаемые решения относятся к будущему;
• имеется широкий диапазон альтернатив;
• решения зависят от текущей неполноты технологических достижений;
• принимаемые решения требуют больших вложений ресурсов и содержат элементы риска;
• не полностью определены требования, относящиеся к стоимости и времени решения проблемы;
• проблема сложна из-за того, что для ее решения необходимо комбинировать различные ресурсы.
В условиях возрастающего темпа научно-технического прогресса специалисты, принимающие хозяйственные, управленческие решения, все чаще сталкиваются с проблемами выбора специальных подходов, системного анализа.
Таким образом, выбор рациональной стратегии разработки сложных объектов - это многовариантная и многокритериальная проблема, так как нет четкого определения оценок и условий. Лицо, принимающее решение (ЛПР), не имеет навыка в решении подобных задач и не обладает, как правило, всей информацией об объектах и результатах их разработки. Для решения этой проблемы необходимо создание инструментария, включающего в себя базу дан-
пых, методики оценки качества предыдущих решений и формирования новых для разработки рациональных стратегий в будущем.
В качестве субъекта или организации, осуществляющей управление системой, в настоящей работе определена государственная система управления ресурсами. Под объектом приложения, или управления понимается совокупность нефтяных месторождений, залежей и участков, или объектов разработки, находящихся на территории ХМАО. Специфика объектов разработки, в первую очередь различные стадии их жизненного цикла, позволяет выделить в пределах системы следующие подсистемы:
подсистема 1 - объекты, находящиеся в промышленной эксплуатации; подсистема 2 - объекты, предусмотренные к вводу в промышленную разработку; подсистема 3 — объекты, находящиеся в разведке с правом добычи нефти.
Контроль и управление осуществляются государственной системой управления ресурсами. Цель управления - рациональное использование разведанных запасов и достижение утвержденного КИН.
На этапе предварительного или общего контроля осуществляется проверка реализации нормативных актов и законов для всех объектов системы в целом. Для объектов подсистем 2 и 3 основным является общий контроль, а текущий и заключительный контроль по данным объектам представляется неэффективным, так как жизненный цикл данных объектов недостаточно изучен и меняются представления о геологическом строении, свойствах коллектора и насыщающих его флюидах.
Текущий контроль, проводимый непосредственно в ходе выполнения работ, заключается, прежде всего, в измерении фактических показателей разработки. Его основой является обратная связь или получение данных о фактических результатах реализации проектных решений. Эффективность контроля, обусловленная рядом факторов (доступность, целесообразность, своевременность, гибкость, простота, экономность), обеспечивается в основном на этапе текущего контроля, в связи с чем важным условием рационального обеспечения обратной связи является наличие хорошо организованных баз данных как по проектным, так и по фактическим показателям разработки.
Для создания системы критериев оценки рационального использования разведанных запасов необходимо детализировать и формализовать цели. Формирование целей принятия решений выполнено исходя из анализа проблемной ситуации и заключается в том, чтобы определить объекты с наибольшими отклонениями от предусмотренных в проекте годовой добычи нефти и текущего КИН, диагностировать причины отклонений по фонду действующих добывающих скважин, дебитам жидкости и обводненности. Если причины отклонений по перечисленным единичным критериям или их совокупности не диагностируются, проводится дополнительный анализ, в т.ч. устанавливается достоверность проектных решений по критерию реальности извлекаемых запасов.
Разработана система оценки вариантов. Исходя из сформулированных целей, для подсистемы 1 на этапе текущего контроля выделено два основных критерия (1-й уровень), сравнение с которыми позволяет оценить текущую эффективность функционирования системы:
• накопленная добыча нефти или текущий КИН при сложившейся системе разработки;
• текущая добыча нефти.
Поэтому в работе выделены критерии второго уровня, позволяющие в совокупности с другими предварительно диагностировать причины, вызвавшие те или иные отклонения от проектных решений:
• действующий фонд добывающих скважин;
• средний дебит жидкости скважин;
• текущая обводненность продукции.
При анализе действующего фонда скважин выделяется два критерия (3-й уровень), имеющих подчиненное значение:
• разбуренность объекта;
• простаивающий фонд добывающих скважин.
Разбалансированность системы разработки выражается в следующем:
• выработка наиболее продуктивных участков месторождения;
• - отклонения от проектных решений при реализации системы ППД (недостаточные объемы закачки воды или перекомпенсация, создание зональной энергетической неоднородности и/или отклонения фактического фонда нагнетательных скважин от предусмотренного в проекте);
• недостаточные объемы и низкая эффективность применения технологий интенсификации и увеличения нефтеотдачи.
Для диагностики разбалансированности системы разработки, кроме разбу-ренности объекта и простаивающего фонда добывающих скважин, необходимо проанализировать объемы и эффективность технологий, фонд нагнетательных скважин и компенсацию.
Масштаб отклонений, определяющий их допустимость или необходимость принятия соответствующих решений, может быть оценен в зависимости от результатов функционирования системы в целом и от реальной экономической обстановки. Предварительные оценки показывают, что нарушения проектных решений, приведшие к ухудшению таких показателей разработки, как дебит жидкости, фонд действующих скважин и обводненность, могут вызвать высокие потери в текущей добыче нефти. Так, при поддержании дебитов жидкости и обводненности в процессе разработки на проектном уровне отклонение фактически действующего фонда от проектного на 10% обусловит отставание в добыче нефти примерно на 10%. Незначительное снижение дебитов жидкости и заниженный фонд (например, на 2%) увеличат эти потери на 11,8%.
Рациональная интенсивность и степень охвата контролем объектов разработки на управленческом уровне определяются спецификой предметной об-
ласти. Для нефтедобывающих предприятий оправдано проведение ежемесячного текущего контроля, заключающегося в измерении показателей работы скважин и объекта в целом. Контроль объектов, расположенных на территории ХМАО, должен быть тотальным, независимо от размеров, сроков ввода в эксплуатацию и уровней добычи нефти.
Степень детальности контроля определяется при сравнении фактических и проектных показателей по основным критериям первого и второго уровня и зависит от масштабов зафиксированных отклонений и диагностики причин, обусловивших эти отклонения.
Для того, чтобы текущий контроль был рациональным, отвечал поставленным целям и не требовал сверхусилий и чрезмерных финансовых затрат, выделены два этапа его проведения:
• все объекты по уровню отбора нефти, действующему фонду добывающих скважин, дебитам жидкости и обводненности - ежемесячно;
• объекты с критическими отклонениями - по разбуренности и простаивающему фонду, компенсации и числу нагнетательных скважин, размещению фонда скважин, объему применения новых технологий, а также по результатам гидродинамического моделирования - по необходимости.
Заключительный контроль проводится ежегодно по всем объектам с подведением итогов текущего контроля и с той же детальностью, что и текущий контроль. Кроме того, при проведении заключительного контроля по объектам с критическими отклонениями оценивается и сравнивается с проектным КИН потенциальный. Анализ КИН - это наиболее важная характеристика рационального использования запасов и основа для принятия локальных и стратегических решений.
В работе проведена формализация процесса принятия решений по результатам сравнения фактических и проектных показателей. Один из принципов упорядочения альтернатив - их иерархизация и представление в виде дерева решений. Для этого каждая из переменных анализируемой системы оценивается на нескольких уровнях и с каждым из этих уровней соотносятся возможные значения других переменных.
Пример дерева решений для задачи оценки вероятных отклонений фактических показателей разработки от проектных приведен на рис.8.
На основании результатов морфологического анализа по каждой ситуации определены причины, обусловливающие положительные или отрицательные отклонения фактических показателей от проектных значений, диагностированы ситуации и сформулированы типовые решения.
Оценка типовых ситуаций является многокритериальной.
Ранжирование ситуаций по степени сложности проведено в зависимости от того, какие решения следуют из анализа состояния и оценки критериев. На основании морфологического анализа выделено 7 рангов:
33
РОС.,11А.ЦН ОПАЛЬНАЯ | библиотека i
ОЭ {00 ит [
Ранг Возможное решение Ситуации
1 вмешательство не требуется 1,2, 17
2 пересмотреть проект 4,20
3 рекомендовать недропользователю устранить нарушения или пересмотреть проект 5,6, 7,13,14,15
4 рекомендовать недропользователю устранить нарушения 3,Ж 11,12,16
5 предупредить недропользователя или пересмотреть проект 18,21,22,23,26, 27,28, 29,30,31
6 предупредить недропользователя 19
7 лишить недропользователя лицензии 32
На основании предложенных подходов к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей может быть разработан экспертный блок, позволяющий в автоматическом режиме формировать совокупность предварительных решений и представлять их на рассмотрение лицу, принимающему решения, что существенно облегчит его работу, если число объектов системы значительно.
В работе приведены результаты сравнения фактических и проектных показателей на примере месторождений ХМАО. Из 175 объектов, информация по которым имелась в базе данных, как по фактическим, так и по проектным показателям разработки, наиболее часто встречаются ситуации 1,2,3,6,27 и 31.
По критериям ситуаций 8, 9, 24 и 25, сочетание которых изначально признано недостоверным, не выделено ни одного объекта. Кроме того, в анализируемой выборке не обнаружено ни одного объекта с признаками, характерными для ситуаций 13,16,18,20,21 и 22, что дает основание считать их существование маловероятным.
Анализ Кысомского месторождения, введенного в разработку в 1987 году (ОАО «Черногорнефть»), показал, что текущее состояние его разработки соответствует типовой ситуации 29.
Анализ критериев третьего уровня показал, что на месторождении значительна перекомпенсация отбора закачкой, достигающая 250-340%, и высок простаивающий фонд, что свидетельствует о возможной выработке наиболее продуктивных участков месторождения и создании зональной энергетической неоднородности. В результате морфологического анализа типовой ситуации 29 установлено, что наиболее вероятным является диагноз - разбалансировка процесса разработки. Для более детального анализа и подготовки к принятию решения необходимо провести гидродинамическое моделирование.
Таким образом, на основании анализа проблемной ситуации, характерной для состояния разработки нефтяных месторождений, расположенных на территории ХМАО, и учета требований рациональной выработки запасов предложен системный подход к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей разработки.
| 0 уровень 1 уровень 2 уровень
| объекты » тпущмйКНН пшдоЕыча нефти фонд действ.сп. дебиты жндкост обводкек-вот ситуация
, ä<n |
: й>п
1 i • 4>п
; « ''? 4«*..:..... 1
4<п .-.'
• ■ Й>П .. д
|
f---- " ------ ' ' 1
•. • (Ь>П
1 : 4>п ■. «
. . |Ь<п
Л<п
■ - й<п Л
' (Ъ>гг - нн^н^вш %
1 .-. äxn ■■■■■MB *
1 1 Säwi - ,
i ...... 4»п: '•■ in
i
• dKir . ■ 1 II
i лак. '
. di>B 1 п
•г- л<п •
• . .. 4<П . II
! .--«га
i ■ 6>и м
4<п
! i ахп 15
• Н
.. 4<п 17
tsm ... .
1 . 4>к • 1Я
dKln 10
. «В.
1 Um: ~
>
. тп 21
■
72
jL^J&L.__
71
i . Л<п :
■ .: ±>п "
! !
dxn шв^вшяя s
4>п
1 7Л
• . А>П ;
< «п 1 п
i 4<я
ЛИТ . . .1 TS
|
■ю
t ------ -1 ' : t>n
' ] m
. : . <Ь<П
! 11
.-.-.••: £b<rr .
! d»ic 1 12
Г" 4<п • фактические похезатапн ниже проектых
^ ф>тт - • фактические покюатвли couiBeumytoi проектным или выше
- стпуащя ходе став ерка. . , <
Рис.8. Формирование совокупности типовых ситуаций с использованием дерева решений при оперативном анализе состояния разработки залежей
Сформулированы критерии, позволяющие оценить качество выполнения проектных решений и диагностировать причины отклонений: • 1-й уровень: накопленная добыча нефти или текущий КИН при сложив-
шейся системе разработки, текущая добыча нефти;
• 2-й уровень: действующий фонд добывающих скважин, средний дебит жидкости скважин, текущая обводненность продукции;
• 3-й уровень: разбуренность объекта, простаивающий фонд добывающих скважин, объемы и эффективность применения технологий, фонд нагнетательных скважин и компенсация.
Сформированы типовые ситуации, позволяющие классифицировать объекты анализа по причинам и характеру отклонений фактических показателей разработки от проектных.
Поэтапный анализ и сокращение числа анализируемых критериев в зависимости от характера отклонений и диагностируемых причин позволили реализовать принципы контроля — оперативность, эффективность и экономность. По каждой из типовых ситуаций предложены варианты управленческих решений, определяемых состоянием разработки и направленных на повышение эффективности извлечения нефти из недр.
В работе рассмотрена организация контроля за использованием государственного фонда недр и исполнением принимаемых решений в системе государственного управления ресурсной базой ХМАО.
Государственный фонд недр подразделяется на нераспределенный (лицензии на пользование его отдельными участками не выданы) и распределенный (разделенный на отдельные, ограниченные координатами лицензионные участки, на право пользования которыми выданы специальные разрешения государственного образца - лицензии).
Управление нераспределенным фондом недр происходит по четырем основным направлениям:
• геологическое изучение и экономическая оценка запасов полезных ископаемых, содержащихся в недрах;
• обеспечение охраны недр и безопасности при наличии горных выработок и иных объектов техногенного происхождения;
• недопущение несанкционированного пользования недрами;
• подготовка участков недр к конкурсам или аукционам, проведение конкурсов или аукционов на право пользования недрами.
Функции контроля в управлении нераспределенным фондом больше проявляются на втором и третьем направлениях и меньше на первом и четвертом.
Не менее важным направлением контроля является недопущение несанкционированного пользования недрами. Горные выработки (скважины, шахты и др.) могут быть объектами добычи полезных ископаемых без специального разрешения — лицензии. Предметом контроля должна стать целенаправленность региональных и специальных работ, проводимых на нераспределенном фонде недр для его геологического изучения.
Контроль за распределенным фондом недр включает:
1. Контроль за соблюдением действующего законодательства (по недрам, природопользованию, землепользованию, налогам и др.) при пользовании недрами.
2. Контроль за соблюдением обязательных условий, на которых выдана лицензия на право пользования недрами, лицензионного соглашения.
3. Контроль за рациональным использованием недр, соблюдением проектных решений по изучению участка недр и добычи запасов полезных ископаемых.
4. Контроль за обеспечением охраны, недр и безопасности при их эксплуатации.
5. Контроль за реализацией соглашений о разделе продукции (СРП) в случаях, когда участки недр предоставлены в пользование на условиях СРП.
Контроль - это категория управления и его неотъемлемая часть. Согласно действующему законодательству, управление государственным фондом недр находится в совместном ведении Российской Федерации и субъектов Российской Федерации. От имени Российской Федерации право распоряжаться государственным фондом недр делегировано Министерству природных ресурсов Российской Федерации, выступающему в роли федерального органа управления государственным фондом недр. От имени субъектов Российской Федерации в сфере управления государственным фондом недр выступают органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, на территории которых находятся участки недр. Реализация общей федеральной политики в области недропользования возложена на федеральный орган управления государственным фондом недр и его территориальные подразделения по согласованию с субъектами Российской Федерации
Отношения, связанные с использованием и охраной земель, вод, растительного и животного мира, атмосферного воздуха, защитой прав коренных малочисленных народов Севера и др., возникающие при пользовании недрами, регулируются соответствующим законодательством Российской Федерации и субъектов Российской Федерации. Реализацией полномочий, связанных с надзором за соблюдением специальных законодательных и нормативных актов, занимаются федеральные и территориальные органы исполнительной власти специальной компетенции: министерства, ведомства и их территориальные представительства. На эти же органы государственной власти возлагаются функции контроля по соответствующим направлениям деятельности.
В работе приведено описание организации управления и контроля использования государственного фонда недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа.
В структуры, объединенные в информационно - аналитический блок, от предприятий-пользователей недр поступает информация, связанная с использованием недр. Подобная же информация и целевые задания поступают из контрольно-управляющего блока. В информационно- аналитическом блоке
информация обрабатывается и выдается в виде вариантов проектов управленческих решении в структуры контрольно - управляющего блока: Департамент по нефти и газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа, Главное управление природных ресурсов МПР России, другие Комитеты и Управления. Вышеуказанные структуры готовят согласованный проект решения, который выносится на рассмотрение Комиссии по лицензированию недропользования. Комиссия принимает решение рекомендательного характера по принятию управленческих решений для органов управления государственным фондом недр - Правительства автономного округа, Министерства природных ресурсов РФ, других органов государственной власти. Принятое решение закрепляется документально в виде протокола заседания комиссии или совместных распоряжений и постановлений Министерства природных ресурсов РФ и Правительства автономного округа. В случаях, касающихся полномочий органов государственной власти специальной компетенции, управленческое решение закрепляется распоряжением или постановлением соответствующего органа власти.
Организацией контроля использования недр в Ханты-Мансийском автономном округе занимаются две основные структуры из контрольно - управляющего блока органов государственной власти - Департамент по нефти газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа, представляющий орган исполнительной власти субъекта РФ, и Главное управление природных ресурсов МПР России, представляющий Министерство природных ресурсов РФ - федеральный орган управления государственным фондом недр. Кроме того, органы государственной власти специальной компетенции (министерства, ведомства или их территориальные подразделения) организуют контроль по соответствующим направлениям, возникающим в процессе пользования недрами: землепользование, природопользование, уплата налогов и др.
В четвертой главе рассмотрены вопросы, связанные с проектированием компьютерной системы диагностики отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений.
При большом количестве нефтяных и нефтегазовых месторождений и объектов разработки на территории ХМАО проводить периодический контроль за соблюдением лицензионных соглашений затруднительно. Несвоевременное выявление недостатков реализуемых схем разработки может привести к потерям степени извлечения нефти (КИН), не восполняемых даже при исправлении имеющихся нарушений
С целью повышения контроля за выполнением проектных решений при разработке нефтяных месторождений ХМАО была спроектирована компьютерная экспертная система по автоматизированной диагностике отклонений процесса разработки от проекта и по оценке возможных потерь углеводородов. Укрупненная блок-схема основных элементов этой системы представлена на рис.9.
Система базируется на созданном Банке данных нефтяных месторождений ХМАО, являющемся основным информационным центром, включающем фак-
тические и проектные показатели разработки основных эксплуатационных объектов и месторождений в целом.
Неотъемлемой частью системы является блок контролируемых показателей, то есть тех показателей, по которым сравниваются фактические и проектные данные. При процедуре сравнивания устанавливаются критические значения отклонений от проекта, качество отклонений (завышение-«ли занижение) и минимальный период отклонений.
Составной частью системы является блок реальности проектных решений и, в частности, проверка возможности достижения проектного КИН. Для оценки КИН используются статистические модели, базирующиеся на информации о геолого-физических характеристиках пластов. При выполнении этой процедуры делаются выводы о необходимости пересчета запасов нефти и пересмотра проектных документов.
Блок причин отклонений позволяет выявить и обосновать причины отклонений контролируемых показателей. При расчетах используются все 57 показателей «госплановской» формы.
Результирующей частью системы является блок оценки возможных потерь нефти. Расчеты потерь нефти проводятся по статистическим моделям - методам характеристик вытеснения. Предварительно проводятся апробация и адаптация этих моделей к условиям конкретных регионов. Отдельные закономерности обосновываются расчетами на построенных геолого-гидродинамических моделях характерных залежей.
На выходе системы подготавливаются разнообразные отчетные формы. Созданный Банк данных месторождений ХМАО предусматривает шесть иерархических уровней:
автономный округ в целом; нефтяная компания; подкомпания (дочерняя фирма); объединение (НГДУ); месторождение; пласт.
Основные группы информационных разделов включают: общие сведения об объекте; запасы нефти, газа и конденсата; геолого-физические характеристики;
динамику проектных и фактических показателей разработки объектов и месторождения в целом («госплановская» форма): по нефти, по добыче нефтяного и природного газа, газового конденсата; динамику внедрения методов увеличения_нефтеотдачи. Разработана система ввода информации с максимально возможным расположением информационных разделов в одном окне.
Атрибутами поиска могут быть как иерархические уровни в целом, так и отдельные компоненты.
На режим поиска накладывается разработанный режим выборки информации, используемый для решения большинства прикладных задач. В режиме выборки, помимо адресных ограничений (выбор конкретных объектов или групп объектов), накладываются ограничения на величины отдельных показателей. Например, для объектов ХМАО можно выбрать только карбонатные коллекторы с толщиной пласта до 10 м, проницаемостью 30-50 мД, годовой добычей от 1 до 2 млн.т в год, обводненностью 20-50% и т.п. Для каждого показателя организованы экранные формы с общепринятыми в нефтедобыче диапазонами показателей. Предусмотрена возможность редактирования этих показателей.
Основными проектными решениями, которые вносятся в условия лицензионных соглашений, как правило, являются уровни добычи нефти и объемы (динамика) буровых работ. Безусловно, приведенные условия являются более емкими и конкретными.
Учитывая, что текущие уровни добычи нефти могут быть достигнуты при полной разбалансировке системы разработки, считаем необходимым дополнить перечень основных контролируемых показателей:
1. Добыча нефти.
2. Эксплуатационное бурение.
3. Коэффициент нефтеизвлечения.
4. Компенсация отбора с начала разработки.
Этот более полный перечень контролируемых показателей обоснованно подтверждает то, что внешне на анализируемом объекте серьезных нарушений нет - уровни добычи и нефтеотдача достигаются, бурение и закачка воды ведутся по проекту. При соблюдении этих показателей и возможном несоблюдении каких-то других показателей, в соответствии с существующими условиями лицензионных соглашений, юридически к недропользователю не могут быть применены штрафные санкции. Однако эти условия являются обязательными, но далеко недостаточными для ведения запроектированного процесса разработки. В частности, они не могут отследить нарушения системы разработки, несоблюдение запроектированных режимов работы скважин. Например, обеспечение проектного коэффициента компенсации отбора закачкой не гарантирует организацию проектной системы заводнения. Обеспечение проектных уровней добычи может быть достигнуто консервацией сравнительно высокообводненных участков залежи и интенсификацией отбора на малооб-водненных скважинах.
С целью обеспечения более обоснованного контроля за соблюдением процесса разработки вводится перечень дополнительных контролируемых показателей, являющихся как бы сигналом для контролирующих органов о происхо-
дящих нарушениях и связанных с ними фактических потерях нефти, в зависимости от обводненности скважин.
Эти показатели уже могут охарактеризовать возможные изменения в системе разработки, перераспределении отборов по залежи.
Разработаны базы данных для хранения основных и дополнительных контролируемых показателей, которые по желанию пользователя могут быть отредактированы (изменены) или дополнены.
Критические значения отклонений показателей от проектных значений для выявления объектов с нарушениями в процессе разработки установлены в соответствии с рекомендациями экспертов, но могут редактироваться по желанию пользователя.
В созданном программном продукте в автоматизированном режиме определяется период отклонений основных и дополнительных контролируемых показателей от проектных решений.
Пользователем выбирается один или несколько контролируемых показателей (то есть на выявленном временном интервале будут иметь место нарушения сразу по нескольким показателям).
Корректируется величина критического отклонения от проекта каждого из контролируемых показателей. Для каждого показателя устанавливается качество отклонений от проекта: завышение, занижение или просто расхождение.
Учитывая возможное отсутствие сравниваемой информации и, в частности, проектных показателей на выбранном временном интервале, в программе реализуется система контроля информации, то есть из выбранного временного интервала выявляется информативный интервал.
На выявленный интервал отклонений одного из контролируемых показателей последовательно накладываются критерии других выбранных показателей.
Блок проверки реальности проектных решений включает блок анализа, предусматривающий возможность:
изменения представления о геологическом строении залежей; изменения геолого-физических характеристик пластов; изменения физико-гидродинамических характеристик; корректировки и оптимизации системы разработки.
Помимо прямого анализа проектных и фактических показателей разработана компьютерная система выбора объектов - аналогов, имеющих сравнительно продолжительную историю разработки. Эти объекты выбираются по заданным величинам запасов углеводородов, геологическим характеристикам, системам разработки, и уже на базе объектов-аналогов можно сделать выводы о возможности достижения проектных уровней добычи, нефтеотдачи и пр.
Возможная нереальность проектных решений, в частности, занижения или завышения запасов углеводородов может быть обусловлена получегаем новой
информации о пласте и насыщающих его флюидах. Эта нереальность должна быть оценена и стать требованием к пересмотру проектных документов.
При обосновании причин значительных расхождений расчетных и проектных начальных извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в разработку, производится расчет КИН по созданным статистическим моделям. В результате сравнений выдаются рекомендации о необходимости пересчета запасов или значительных нарушениях реализуемой системы разработки.
В пятой главе рассмотрены статистические модели для оценки текущих и прогнозных коэффициентов нефтеотдачи месторождений ХМАО
Для оценки достоверности проектных решений были предложены методы прямого сопоставления и анализа проектных и фактических показателей, а также была разработана компьютерная система выбора объектов-аналогов, имеющих сравнительно продолжительную историю разработки. Эти объекты выбираются по заданным величинам запасов углеводородов, геолого-физическим характеристикам, системам разработки и уже на базе объектов-аналогов можно сделать выводы о возможности достижения проектных уровней добычи, нефтеотдачи и пр.
Эффективным дополнительным инструментом решения рассматриваемой задачи могут быть статистические модели для оценки коэффициентов нефтеотдачи залежей - одного из важнейших контролируемых параметров. При разработке этих моделей использовались аппарат корреляционно-регрессионного анализа и методы распознавания образов. В качестве исходной информации привлекались данные по 540 залежам нефти Западной Сибири (данный раздел работы выполнялся совместно с А.А. Казаковым и В.Ю. Савенковым).
В качестве геолого-физических параметров продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, способных влиять на процесс фильтрации и коэффициент нефтеотдачи, было изучено 16 основных параметров, характеризующих свойства пластов и насыщающих их нефтей.
Как показал проведенный анализ, степень изученности рассматриваемых объектов практически полностью отвечает «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».
Расчет конечных коэффициентов нефтеотдачи осуществлялся в соответствии с «Инструкцией по проведению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр».
Технико-экономические расчеты в основном проводились по апробированным и адаптированным для месторождений данного типа и региона методикам.
Для гидродинамических расчетов по прогнозу технологических показателей разработки использовались двух- и трехмерные модели пластов с двух- и трехфазными процессами фильтрации (в зависимости от сложности геологического строения месторождения, компонентного состава насыщающих пласт флюидов и реализуемого режима разработки). В качестве дополнительных
(вспомогательных) методов прогноза коэффициента нефтеизвлечения использовались эмпирические и статистические методы.
При проведении регрессионного анализа на первом этапе рассматривались все вышеперечисленные геолого-физические параметры. При этом использовались различные комбинации группирования объектов: по нефтедобывающим районам, геологическим комплексам.
Исходя из величин коэффициентов множественной корреляции и ошибок аппроксимации, выведенные уравнения регрессии в большинстве позволяют достаточно надежно оценивать коэффициент нефтеизвлечения на основе рассмотренных геолого-физических характеристик пластов и насыщающих их флюидов.
В условиях многообразия физических процессов, протекающих в пласте при разработке месторождений нефти, наличии большого числа факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу пластов ив то же время невысокой информативности этих факторов, вследствие их значительного осреднения как по площади и толщине объектов, так и по времени разработки для прогноза конечного нефтеизвлечения (КИН), наряду с методом регрессионного анализа целесообразно использовать метод распознавания образов.
Применительно к оценке нефтеотдачи задача распознавания образов в общем виде может быть сформулирована так: имеется определенное число объектов с достаточно надежными оценками КИН и геолого-физическими параметрами, способными оказать влияние на величину КИН. Необходимо на определенном числе объектов научиться, по данным параметрам, определять значение КИН, а затем для предъявленного нового объекта с заданными геолого-физическими факторами осуществить прогноз КИН.
С этой целью для каждого значения КИН составляется потенциальная функция, в которую входят значения параметров (факторов) по объектам с известными КИН. Рассматриваются два образа: положительный, если КИН объекта превышает или равен заданному уровню КИН, и отрицательный, если КИН объектов ниже заданного уровня эффективности. С этой целью для каждого значения КИН составляется потенциальная функция, в которую входят значения параметров (факторов) по объектам с известными КИН. Рассматривается два образа: положительный, если КИН объекта превышает или равен заданному уровню КИН, и отрицательный, если КИН объектов ниже заданного уровня эффективности.
Затем проводится распознавание или экзамен. Показатели экзаменуемого объекта подставляются в потенциальные функции. Экзаменуемый объект относится к тому образу, численное значение потенциальной функции которого оказалось наибольшим.
Процент успешности определяется как отношение успешных (отгаданных) случаев (объектов) к общему числу объектов. Оптимальным считается значение, которому соответствует наибольший процент успешности. Если состав-
ленные таким образом модели не обеспечивают достаточно точного прогноза (процент успешности ниже 80%), то осуществляется дальнейшая настройка модели при соответствующих факторах. Количественные оценки получаются путем проведения расчетов для различных уровней значений КИН. Искомая величина соответствует последнему уровню КИН, при котором данный объект попадает в положительный образ.
Используемые в настоящей работе два метода (потенциальных функций и регрессионный анализ) дополняют друг друга. Первый метод дает хорошие оценки в случае примерной близости параметров прогнозного объекта к параметрам одного из объектов базы, второй - дает хорошую интерполяцию результатов. Об этом, в частности, свидетельствует проверка моделей на объектах базы.
Разработанные достаточно надежные статистические модели для оценки коэффициента извлечения нефти включены в один из рабочих блоков по оценке реальности запроектированных коэффициентов извлечения нефти компьютерной системы по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений и возможных потерь углеводородов. При обосновании причин значительных расхождений расчетных и проектных начальных извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в разработку, производится расчет КИН по созданным статистическим моделям. Эти оценки сравниваются с расчетными и проектными значениями КИН.
В результате этих сравнений выдаются рекомендации о необходимости пересчета запасов или значительных нарушениях реализуемой системы разработки
В шестой главе приведены принципы методологии расчета потерь нефти, обусловленных отклонением процесса разработки залежей нефти от проектных решений.
Потери нефти, обусловленные отклонением реализуемой на месторождении системы разработки от проектных решений, представляют разность между утвержденными (проектными) извлекаемыми запасами нефти и запасами, фактически вовлеченными в разработку. Это не обязательно абсолютные (безвозвратные) потери нефти, остающейся в пласте, а тот объем нефти, который' фактически не может быть извлечен при сложившейся системе разработки по сравнению с проектом. Возможно, эту нефть и можно извлечь впоследствии при значительном уплотнении сетки скважин или применении МУН. То есть, задача состоит в оценке фактически вовлеченных в разработку запасов нефти. Для выработки методологии оценки этих запасов привлекалась отечественная и зарубежная литература, в которой рассматривались различные существующие методы оценки запасов.
Американские исследователи считают, что из всех методов оценки извлекаемых запасов нефти (методы аналогий, объемный и материального баланса, гидродинамические модели, характеристики вытеснения) наиболее эффекти-
вен в течение IV, самой длительной, стадии разработки залежей метод характеристик вытеснения. Он прост в использовании и очень эффективен для получения быстрых экспертных оценок.
Прямое использование трехмерных многофазных гидродинамических моделей для конкретных залежей в рамках разрабатываемой компьютерной экспертной системы нереально из-за отсутствия постоянно действующих моделей большинства месторождений ХМАО, высокой их стоимости, сравнительной длительности процесса воспроизведения истории.
В отличие от гидродинамических методов, позволяющих получить остаточную нефтенасыщенность в зависимости от конкретных моделируемых изменений, методы характеристик вытеснения оценивают только суммарные вовлеченные запасы без их дифференциации по различным изменениям системы разработки.
В России методы характеристик вытеснения используются в основном для оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Именно этот аспект применения методов характеристик рассмотрен в многочисленных публикациях.
А.А.Казаковым предложен четырехпараметрический метод, являющийся модификацией метода Арпса, из которого как частные случаи вытекают все известные методы характеристик вытеснения. В одном из последних методических руководств по применению методов характеристик рекомендуемые (конкурирующие) методы предлагается выбирать из 25 кривых обводнения и 12 кривых падения, имеющих различные закономерности изменения добычи нефти и обводненности.
С целью оценки возможных потерь углеводородов при отклонении процесса разработки залежей нефти от проектных решений проведен анализ различных методов расчета извлекаемых запасов нефти.
Вопрос о выборе конкурирующих методов рассматривался 25 лет назад в различных методических руководствах и публикациях. Он актуален и сегодня, поскольку границы возможного применения методов характеристик для долгосрочных прогнозов, в частности для оценки запасов нефти, весьма расплывчаты. Как правило, наиболее точные оценки получают при обводненности залежей свыше 70-80%. Сегодня многие месторождения ХМАО вступили в стадию высокой обводненности и рекомендации, изложенные в ранних публикациях, могут быть откорректированы. Кроме того, предлагаемые методы, по мнению многих исследователей, специфичны для каждого нефтеносного района, для каждого типа залежей.
* Использование гидродинамических методов планируется для проведения многовариантных расчетов с разнообразными изменениями системы разработки на различных стадиях истощения залежей с различными геолого-физическими характеристиками.
Выбор конкурирующих методов производился на основании расчетов по 250 длительно разрабатываемым залежам ХМАО с достоверными значениями проектных начальных извлекаемых запасов нефти. В этом случае близость расчетных НИЗ к проектным будет свидетельствовать о точности того или иного метода.
Расчеты по методам характеристик вытеснения на месторождениях ХМАО позволили выявить конкурирующие и наиболее приоритетные методы для различных нефтедобывающих районов (рис.10).
Конкурирующим условно считался метод, запасы нефти по которому с вероятностью более 70% отличались от проектных запасов менее, чем на 10%, и с вероятностью более 80% отличались от проектных менее, чем на 20%. Принятые требования предусматривали только 20% нереальных оценок.
Расчеты показали, что в случае удовлетворительной адаптации гиперболического метода получаются самые близкие оценки запасов и JIO кривым обводнения, и кривым падения. Однако по многим объектам изменения обводненности нестабильны, и данный метод практически трудно реализуем.
Из числа других кривых обводнения конкурирующими являются методы Ревенко и др.(89) , Пирвердяна (87), Камбарова (81), Сипачева-Посевича (77), Мовмыги-Черепахина (73), Назарова-Сипачева (71), Стасенкова (70).
Для кривых падения конкурирующими являются методы Ревенко и др.(94), Кубагушева (Сипачева-Посевича) (89), Копытова (Камбарова) (88), Арпса (83), Пирвердяна (82), Ткаченко и др (81).
Обоснованность оценок базируется на длительно разрабатываемых залежах нефти, для которых достижение проектной величины извлекаемых запасов нефти не вызывает сомнений. В то же время расчеты показали, что расхождения оценок величин извлекаемых запасов нефти по известным методам характеристик для ряда месторождений достаточно значительны (до 20-30%). Это объясняется различными законами обводнения, на которых базируются известные методы характеристик.
Теоретически можно показать, что наиболее общим является модифицированный метод Арпса, из которого как частные случаи можно получить все известные методы характеристик:
j i . ' К= —3---(1 + сВ-Уж) с , (1)
" Я(1-с) Я(1-с)
где Уи, Уж - накопленная добыча нефти и жидкости; А\,А2,В, С- постоянные коэффициенты.
Однако этот метод не получил широкого применения из-за трудности его практической реализации, заключающейся в адаптации метода к условиям разработки конкретных залежей. Попытки определения постоянных коэффициентов уравнения (1) предпринимались отечественными и зарубежными специалистами и в большинстве случаев сводились к построению дифференциальных зависимостей обводненности или добычи нефти от различных параметров. Для большинства залежей обводненность и добыча нефти имеют немонотонный характер и меняются скачкообразно, что и обусловливает высо-
* В скобках указана вероятность (в процентах) того, что оцененные по данному методу запасы нефти отличаются от проектных запасов не более, чем на 10%.
кую погрешность в определении постоянных коэффициентов уравнения (1), то есть трудность адаптации этого метода к конкретным условиям залежей нефти.
В периодической печати нередко освещались разнообразные обобщенные характеристики, использующие алгебраическую сумму известных методов характеристик. Однако, как правило, эти попытки не имели теоретического обоснования и были безуспешны.
Расчеты, проведенные на различных месторождениях ХМАО по выбору конкурирующих методов характеристик, показали, что более приоритетными являются методы, имеющие теоретическое обоснование. Это метод Ревенко и др. и методы Пермякова, Камбарова и др. Обоснование этих методов базировалось на теории Баклея-Леверетта и предусматривало прямолинейное вытеснение нефти водой от нагнетательной к добывающей галерее. А. А. Казаковым предложена более совершенная многопараметрическая модель, учитывающая геометрию фильтрационных потоков и слоистую неоднородность пласта
Практическая реализация уравнения (2), как и уравнения (1), ограничивается в связи со сложностями определения постоянных коэффициентов Б1 по фактическим данным разработки залежей. В диссертационной работе совместно с А.А. Казаковым разработаны алгоритмы решения уравнений (1) и (2) в нелинейной и линейной постановке. Линейная постановка заключалась в разложении степенного слагаемого в ряд Тейлора. Для среднеквадратичной оценки параметров нелинейных моделей (1) и (2) использовался нелинейный метод наименьших квадратов (МНК), алгоритм реализации которого интерполяционный (метод Ньютона, Гаусса-Ньютона и т.п.). Более простым подходом является разложение нелинейных членов моделей (1) и (2) в ряд Тейлора и применение линейного МНК для оценки параметров линеаризованных моделей, с помощью которых можно восстановить параметры нелинейных моделей (1), (2) и использовать их в качестве начального приближения в итерационной процедуре.
Модели (1), (2) преобразуются к виду
у = ао +а}Х05 + с +аз1пх + (¡¿х?5, (2а)
где у - накопленная добыча нефти;
Х - накопленная добыча жидкости (для кривых падения у- время); а^— параметры моделей.
Используя разложение Тейлора до кубичных членов, с помощью параметров получим
у = Ь0 + Ь,х0-5 + + Ь31пх + Ь4х2 + Ь5х3
Параметры исходных моделей однозначно восстанавливаются в виде:
для модели (1)
для модели (2)
Расчеты по адаптации моделей производились как в целом для месторождений ХМАО, так и для отдельных скважин, рядов, участков. Для большинства залежей величина расхождений проектных и расчетных НИЗ не превышает 10%. Эту величину не превышает и ошибка аппроксимации. Имеющиеся значительные расхождения этих показателей для ряда объектов, вероятнее всего, объясняются вводом в разработку (или пассивной разработкой) значительной части запасов нефти. Так, например, по Тянскому месторождению при текущей обводненности 41% и количестве отобранной нефти 6,3 млн.т по проекту планируется отобрать 251,7млн.т. Рассчитанные вовлеченные в разработку НИЗ на порядок меньше и составляют 26,6 млн.т нефти. Аналогичная ситуация отмечается на Вачимском (пласты АС4 и АС7), Федоровском (ЕСЛ^) и других месторождениях.
По пласту АС5.6 Федоровского месторождения при текущей обводненности 83% по проекту предполагается извлечь в 10 раз больше, чем уже добыто.
В большинстве случаев наблюдается тенденция - чем выше обводненность залежи, тем меньше расхождение между расчетными и проектными НИЗ, что объясняется большей надежностью расчетных методик в стадии высокой обводненности.
В седьмой главе рассматривается один из характерных примеров невыполнения утвержденных проектных решений, приведшего к необратимым по-
терям нефти в пласте - история разработки Кысомского нефтяного месторождения. Несмотря на то, что месторождение является мелким по запасам, выбор его связан с тем, что определенное время оно находилось в нераспределенном фонде и его проблемы типичны для многих месторождений ХМАО.
Утвержденные балансовые запасы Кысомского месторождения составляют 2011 тыс. т. При проектной нефтеотдаче 0,381, извлекаемые запасы составляют 766 тыс. т, при утвержденной конечной нефтеотдаче 0,45 НИЗ составляют 910 тыс. т.
В 1998 г. проведена переоценка запасов: коэффициент нефтеизвлечения оценен в 0,358, начальные извлекаемые запасы нефти составили 720 тыс. т.
При анализе истории разработки месторождения выявлены серьезные отклонения от принятых проектных решений, а именно:
1. Уже на 2-й год реализации технологической схемы разработки бездействовало 40% добывающего фонда скважин. На оставшихся, как правило, ма-лообводненных скважинах избирательно осуществлялся форсированный отбор жидкости. В результате определенного времени, при невыполнении проектных показателей по уровню добычи нефти, обводненность продукции была значительно ниже проектной величины.
2. Запроектированная система приконтурного заводнения была сформирована только на западной части месторождения, на восточной его части работала только одна нагнетательная скв.28. В то же время имела место значительная перекомпенсация отбора закачкой, в отдельные годы достигающая 250-340%. Как таковой зоны стягивания на месторождении сформировано не было, поскольку приконтурное заводнение не было организовано в восточной и южной частях месторождения.
3. Разработка месторождения была прекращена в 1996 году при обводненности продукции в 84%. Воды отобрано почти в 2 раза меньше, чем нефти (накопленный водонефтяной фактор составляет 0,6).
При имеющейся значительной перекомпенсации отборов жидкости закачкой и особенностях сформированной системы заводнения, проявляющихся в превалирующем вытеснении с запада на восток, есть предположение о возможности перетоков нефти в восточный и северо-восточный участки залежи.
По методике оптимизации режимов работы скважин рассчитаны коэффициенты влияния скважин по нефти. Величина рассчитанных коэффициентов влияния на момент вывода скважин из эксплуатации свидетельствовала о том, что только по трем добывающим скважинам (9,10,26) на момент вывода их из эксплуатации было эффективно снижение отборов жидкости. По всем нагнетательным скважинам, за исключением скв. 27, увеличение объемов закачки приводило к снижению добычи нефти и росту обводненности продукции в целом по месторождению.
По методам характеристик вытеснения и с использованием гидродинамического моделирования произведена оценка выработки запасов нефти.
С целью подтверждения результатов, полученных при расчетах по экспресс-методам характеристик вытеснения, для Кысомского месторождения были созданы трехмерная физически содержательная геологическая модель и гидродинамический стимулятор разработки. Гидродинамическая модель была полностью адаптирована к фактической истории разработки. Критерием адаптации принято условие удовлетворительного совпадения расчетной и фактической добычи нефти.
Расчеты технологических показателей разработки производились на основе математического моделирования процесса вытеснения нефти водой. Моделирование процесса осуществлялось с помощью программного комплекса «LAURA» (ВНИИнефть).
При воспроизведении фактической динамики показателей разработки залежи получены поля распределения текущей нефтенасыщенности, характер которых полностью подтвердил сделанное ранее предположение о вытеснении части запасов в северо-западном направлении в область пониженных эффективных нефтенасыщенных толщин (рис.11).
Рис.11. Кысомское месторождение, БВщ.¡. Карта текущей нефтенасыщен-ности. Расчетный вариант М1
Рассчитаны две группы вариантов. Первая группа соответствует моделированию процесса разработки при условии реализации фактически нереализованных проектных решений, т.е. моделировался своевременный ввод в разработку северо-восточного нагнетательного ряда. Таким образом, расчетные оценки подтвердили возможность достижения проектного коэффициента нефтеотдачи в 0,45 и предотвращения технологических потерь углеводородов при соблюдении проектных решений.
Вторая группа вариантов соответствовала моделированию эффективной возможной доразработки в рамках фактически складывающейся системы воздействия. Воспроизведены технологические мероприятия по форсированию отборов и ограничению закачки рабочего агента (воды). Показано, что применение этих мероприятий позволило бы значительно нейтрализовать негативные факторы сложившейся системы разработки.
На основании результатов гидродинамических расчетов подтверждены оценки вовлеченных в разработку извлекаемых запасов нефти, полученные по экспресс-методам.
Приведенный пример свидетельствует о необходимости своевременного контроля за соблюдением проектных решений по выработке запасов.
Основные результаты и выводы диссертации
1. Анализ текущего состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО показал, что значительную часть запасов нефти составляют «трудноиз-влекаемые запасы», требующие применения новых технологий и тщательного контроля за их разработкой. В нефтедобыче округа все большую роль начинают играть запасы нефти юрских отложений, требующие нетрадиционного подхода к разработке из-за их специфики. Вместе с тем, происходит неравномерное разбуривание запасов, опережающая выработка «активных» запасов.
2. Обоснована схема организации государственного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазлвых месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа - самого крупного по объемам нефтедобычи субъекта Российской Федерации, составленная с учетом положений действующего законодательства Российской Федерации в области недропользования и нормативных актов Ханты-Мансийского автономного округа.
3. Значительный объем добычи нефти в округе обеспечивается за счет применения интенсификации добычи нефти и методов увеличения нефтеотдачи, эффективность которых возрастает в зависимости от эффективности начальной стадии разработки: чем меньше эффективность начальной стадии, тем больше эффективность данных мероприятий. Ханты-Мансийский автономный округ обладает высоким добывным потенциалом, способным обеспечить годовую добычу нефти на уровне не менее 220-230 млн. тонн. Важным условием реализации этих объемов является выполнение проектных объемов эксплуатационного бурения, а также проектных объемов применения
ционного бурения, а также проектных объемов применения методов интенсификации добычи нефти и методов увеличения нефтеотдачи пластов.
4. Сформулированы принципы контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений региона. На основании анализа проблемной ситуации, характерной для состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО, и с учетом требований рациональной выработки запасов предложен системный подход к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей разработки объектов и лицензионных участков недр Предложены критерии, позволяющие оценить качество выполнения проектных решений и диагностировать причины отклонений от них фактических данных:
• 1-й уровень: накопленная добыча нефти или текущий КИН при сложившейся системе разработки, текущая добыча нефти;
• 2-й уровень: действующий фонд добывающих скважин, средний дебит жидкости скважин, текущая обводненность продукции;
• 3-й уровень: разбуренность объекта, простаивающий фонд добывающих скважин, объемы и эффективность применения технологий, фонд нагнетательных скважин и компенсация.
5. Сформированы типовые ситуации, позволяющие классифицировать объекты анализа по причинам и характеру отклонений фактических показателей разработки от проектных. Их генерация выполнена с использованием теоремы Байеса на основе упорядочения альтернатив - их иерархизации и представления в виде дерева решений.
6. Предложен способ перехода от частных оценок степени отклонений фактических показателей разработки от проектных по единичным критериям к интегрированной оценке полезности альтернатив, основанной на конъюнктивном методе. В морфологическом анализе отклонение по одному или нескольким критериям определяется как «зафиксированное критическое отклонение». Разработана методика поэтапного анализа объектов с целью выявления отклонений фактических показателей разработки от проектных. Эта методика позволяет реализовать принципы контроля - оперативность, эффективность и экономность.
7. Обоснована схема организации контроля за рациональным использованием государственного фонда недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа, составленная с учетом положений Закона РФ «О недрах» и нормативных актов ХМАО.
8. С целью реализации системного подхода по многокритериальной оценке степени расхождения проектных и фактических показателей разработки и рационального использования ресурсов в условиях многочисленных месторождений нефти, разрабатываемых на территории ХМАО, спроектирована и создана компьютерная система по диагностике отклонений процесса разработки
залежей нефти от проектных решений и оценки возможных потерь углеводородов в недрах.
Основной информационный блок системы - это информационно -аналитический банк данных нефтяных месторождений ХМАО, который содержит необходимые для анализа фактические и проектные показатели разработки эксплуатационных объектов и месторождений в целом.
Основной функциональный блок - это блок анализа контролируемых параметров, по которым проводится сравнение фактических и проектных показателей. Граничными условиями являются критические значения возможного отклонения анализируемых параметров, определяется качество отклонений, а также допустимый период отклонений.
9. Разработана система оценки реальности проектных показателей и причин отклонения от них контролируемых параметров разработки нефтяных месторождений.
10. Для сопоставительного анализа разработки месторождений создана компьютерная система выбора объектов, имеющих продолжительную историю разработки.
11. Обоснованы методики использования статистических моделей для оценки отклонения фактически достигаемого коэффициента нефтеотдачи от проектного. В качестве исходной информационной базы привлекались данные по 540 залежам нефти месторождений Западной Сибири.
12. Обоснована возможность оценки отклонения фактически достигаемого КИН от проектного с использованием метода потенциальных функций.
13. Разработана методика определения возможных потерь нефти, обусловленных отклонением процесса разработки залежей от проектных решений.
14. Для расчета вовлеченных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, с использованием характеристик вытеснения, предложены алгоритмы решений многопараметрической модели А.А. Казакова и модифицированного метода Арпса.
15. Проведен анализ последствий невыполнения проектных решений при разработке Кысомского месторождения. Оценены потери в накопленной добыче нефти, показана возможность повышения эффективности выработки" запасов нефти на этом месторождении за счет предлагаемых технологических мероприятий.
Основные публикации по теме диссертации
1. Оценка верхних и нижних пределов уровней добычи нефти в условиях нефтяных месторождений ХМАО// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.-1999.-С.91-96. Соавторы: Толстолыт-кин И.П., Туров В.А.
2. Территориальная комиссия по разработке как элемент системы управления ресурсами Ханты-Мансийского автономного округа //Пути реализа-
ции нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск.-1999.- С.78-80.Соавтор: Толстолыткин И.П.
3. Тенденция развития процессов разработки нефтяных месторождений Ханты- Мансийского автономного округа па современном этапе //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.-1999.-С41-49. Соавторы: Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П.
4. Нарушение условий лицензионных соглашений при разработке нефтяных месторождений ХМАО // Вестник недропользователя .-№4.-1999.-С 10-12. Соавторы: Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П.
5. О состоянии разработки месторождений Ханты-Мансийского автономного округа //Вестник недропользователя.- № 3.- 1999. Соавтор: Толстолыткин ИЛ.
6. Работа Ханты-Мансийской межведомственной территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений в третьем квартале 1999 года //Вестник недропользователя.- № 4.- 1999.-С.8-10. Соавтор: Толстолыткин ИЛ.
7. Особенности современного этапа разработки нефтяных месторождений ХМАО // Нефтегазовая вертикаль.- № 2.- 2002.- С.58-62. Соавторы: Толстолыткин И.П., Сутормин СЕ.
8. Экспертная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений и возможных потерь углеводородов //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск. -
1999. Соавтор: Казаков А.А.
9. Оценка вероятных потерь углеводородов при отклонении процесса разработки залежей нефти от проектных решений (на примере Кысомского месторождения) //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск.- 2000. Соавторы: Казаков А.А., Савенков В.Ю.
10. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа в 2000 году. Шути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.-Ханты-Мансийск.-2000. Соавторы: Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ. и др.
11. Система контроля за использованием государственного фонда недр в Ханты-Мансийском автономном округе/ЛПути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.- 2000. Соавтор: Коркунов В.В.
12. О повышении эффективности контроля за выполнением проектных решений по выработке запасов углеводородов и необходимости обоснования применения санкций к недропользователям. //Взаимодействие службы управления ресурсами Ханты-Мансийского автономного округа с органами Госгортехнадзора и Госгеолконтроля при лицензировании и контроле за использованием государственного фонда недр. - Ханты-Мансийск,-
2000.
13. Об основных итогах проверок соблюдения недропользователями лицензионных соглашений и проектных решений при разработке и разведке недр
и мерах, принятых к нарушителям/ЯТроблемы экологической безопасности нефтегазового комплекса Среднего Приобья. - Нижневартовск.-1999.
14. Работа Территориальной комиссии ХМАО по разработке нефтяных месторождений в первом полугодии 2000 года // Вестник недропользовате-ля.-№6.-2001.-С.19-20.-Соавтор: Толстолыткин ИЛ.
15. Организация контроля за соблюдением недропользователями условий лицензионных соглашений и утвержденных проектных решений при разработке месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа// Конгресс нефтепромышленников России.-Уфа.-1999.
16. Опыт внедрения метода акустического воздействия на продуктивные пласты в Шаимском нефтегазоносном районе. - М.:ВНИИОЭНГ.- Серия: Нефтегазовая геология и геофизика.-1986.- № 5.
17. Установка для добычи нефти // Свидетельство на изобретение № 1475220 от 20.03.1987.-Соавтор: Носов В.Н.
18. Акустический скважинный комплекс «ЛОТОС». - М.: ВИЭМС.-1986. Соавторы: Носов В.Н., Виноградов В.Н.
19. Комплексы для термоакустического и акустического воздействия на нефтяные пласты.//Депонированная рукопись.- ВИНИТИ, 4 декабря 1987 г. № 8510-В87. Соавтор:Носов В.Н.
20. Компьютерная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений // Тр. ВНИИ.- 2001.-№10.-Соавторы: Жданов С.А., Казаков А.А., Савенков В.Ю.
21. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ. Особенности разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на современном этапе // Нефтяное хозяйство.- 2003. - №9. -С. 48-52
22. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ. Интенсификация добычи нефти и рациональное использование её запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №8.- С.126-129.
23. Зайцев Т.С, Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ. Проблемы разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО // Бурение и нефть.- 2003.- №12.- С.16-24.
24. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин СЕ. Рациональное использование запасов в период наращивания объемов добычи нефти на месторождениях ХМАО // Нефтепромысловое дело (в печати).
Соискатель Г. С Зайцев
Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.1999 г.
Подписано в печать 12.02.04 г. Заказ № 11
Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать RISO. Усл. печ. л. 2,0. Тираж 100.
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.
i-3/э 6
Содержание диссертации, доктора технических наук, Зайцев, Геннадий Сергеевич
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА I. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПО НЕФТЯНЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЯМ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА.
1.1. Этапы развития нефтедобычи в Ханты-Мансийском автономном округе.
1.2. Классификация лицензионных участков по выработанности запасов и обводненности продукции.
1.3. Характеристика сырьевой базы.
1.4. Эксплуатационное разбуривание лицензионных участков.
1.5. Добыча нефти и использование запасов.
1.6. Уточнение геолого-физических параметров пластов в процессе разработки нефтяного месторождения.
Выводы.
ГЛАВА II. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО ХМАО.
2.1. Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов
2.2. Прогноз добычи нефти и объемов эксплуатационного бурения по ХМАО на перспективу до 2020 года.
Выводы.
ГЛАВА III. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ РАЦИОНАЛЬНЫМ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕФТЯНЫХ РЕСУРСОВ.
3.1. Основные принципы и особенности контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений региона.
3.2. Обзор исследований в области теории управления и принятия решений по методам контроля, способам многокритериальной оценки и аналитического сравнения альтернатив.
3.3. Анализ проблемы сравнения фактических и проектных показателей разработки на примере нефтяных месторождений нефтегазового региона ХМАО.
3.4. Разработка методических подходов к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей.
3.5. Формализация процесса принятия решений по результатам сравнения фактических и проектных показателей.
3.6. Результаты сравнения фактических и проектных показателей на примере месторождений ХМАО.
3.7. Организация контроля за использованием государственного фонда недр и исполнением принимаемых решений в системе государственного управления ресурсной базой ХМАО.
Выводы.
ГЛАВА IV. КОМПЬЮТЕРНАЯ СИСТЕМА ПО ДИАГНОСТИКЕ ОТКЛОНЕНИЙ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ОТ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ.
4.1. Структура системы.
4.2. Информационный банк данных нефтяных месторождений ХМАО.
4.3. Компьютерные программы по автоматизированному сопоставлению фактических и проектных показателей разработки залежей.
4.4. Блок причин отклонений.
4.5. Блок реальности проектных решений.
Выводы.„.
ГЛАВА V. СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕКУЩИХ И ПРОГНОЗНЫХ
КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХМАО.
5.1. Особенности геологического строения месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
5.2. Степень достоверности используемых для анализа геолого-промысловых данных
5.3. Модель на основе метода многомерного корреляционно-регрессионного анализа
5.4. Моделирование на основе метода распознавания образов (потенциальных функций).
Выводы.
ГЛАВА VI. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ОТКЛОНЕНИЕМ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ОТ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ.
6.1. Основные положения предлагаемой методики.
6.2. Разработка решений для практической реализации наиболее общих методов характеристик вытеснения.
6.3. Пример расчета извлекаемых запасов нефти с использованием разработанных алгоритмов нахождения неизвестных параметров моделей для сложнопостроенных залежей нефти.
Выводы.
ГЛАВА VII. АНАЛИЗ ПОСЛЕДСТВИЙ НЕВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ КЫСОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
7.1. Особенности геологического строения месторождения.
7.2. Запасы нефти.
7.3. Особенности разработки месторождения.
7.4. Оценка выработки запасов нефти по характеристикам вытеснения.
7. 5. Расчеты технологических показателей разработки Кысомского месторождения на основе гидродинамического моделирования.
Выводы.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-методические основы системного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений"
Последние годы XX века характеризуются негативным изменением структуры разрабатываемых запасов нефти в стране, не вызывают большого оптимизма и перспективы геологоразведочных работ.
Все большую актуальность приобретает проблема рационального использования разрабатываемых запасов нефти, которая во многом связана с применением более эффективных технологий воздействия на нефтяные пласты, с неукоснительным выполнением мероприятий, установленных проектами разработки. Вместе с тем в практике разработки нефтяных месторождений нередки случаи существенных отклонений от проектных решений как по установленным технологическим мероприятиям, так и по текущим и накопленным показателям добычи нефти и обводненности добываемой продукции.
Как показал анализ, проведенный Министерством энергетики РФ, к невыполняемым в полной мере проектным технологическим показателям, утвержденным Центральной комиссией по разработке (ЦКР), относятся: ввод в разработку новых месторождений; ввод новых скважин; эксплуатационное бурение; отбор запланированных объемов жидкости; своевременная организация системы поддержания пластового давления; - утилизация газа; применение новых методов по увеличению нефтеотдачи и др.
Простаивают добывающие и нагнетательные скважины, значительное их число консервируется, причем без определения задач после окончания срока консервации. Недопустимо медленно ведется ликвидация скважин, выполнивших свое проектное назначение.
Так, многие нефтяные компании с целью извлечения максимальной прибыли проводят массовые остановки малодебитных и высокообводненных скважин с одновременным форсированием отборов малообводненных высокопродуктивных скважин. В ряде случаев до минимума сокращаются объемы буровых работ и внедрение геолого-технических мероприятий (ГТМ).
В свою очередь, невыполнение проектных решений часто сопровождается весьма негативными социальными последствиями, связанными с уменьшением числа рабочих мест, сокращением или расформированием сложившихся квалифицированных производственных коллективов, несоответствием низкой заработной платы условиям жизни и работы.
Характерно, что, несмотря на благоприятные условия для нефтяных компаний, сложившиеся, например, в результате резкого падения курса рубля после 17 августа 1998 года, или сегодняшнюю тенденцию определенного роста мировой цены на нефть, далеко не все выведенные из эксплуатации скважины повторно вводятся в действие, не наблюдается активизации буровых работ.
Неработающий фонд скважин в целом по России достиг 39,9 тыс. скважин в 1994 г. (27,9% эксплуатационного фонда) и на 01.01.2003 г. составил 46 тыс. скважин. Это произошло в основном за счет вьюода скважин в консервацию. С 1994 по 2000 год законсервированный фонд нефтяных скважин на разрабатываемых месторождениях увеличился с 18,5 до 28 тысяч скважин. Такое большое число неработающих скважин не предусмотрено ни одним проектным документом.
Бессистемный массовый вывод из эксплуатации части добывающих скважин с форсированием отбора из малообводненных скважин стягивающих рядов фактически означает разрежение, иногда значительное, эксплуатационной сетки, увеличение соотношения числа добывающих и нагнетательных скважин. Таким образом, происходит значительная разбалансировка запроектированной регулярной системы разработки, объемов закачки и отборов жидкости, распределения давления и фильтрационных потоков. В результате возникают неконтролируемые прорывы закачиваемых вод. Отказ от буровых работ на стадии несформированности элементов заводнения также чреват оттеснением нефти вне зон дренирования добывающих скважин и за контур нефтеносности.
В итоге таких действий недропользователя снижается коэффициент нефтеизвлечения, что фактически означает потерю извлекаемых запасов. Это прямое нарушение Закона «О недрах», что недопустимо и должно вызывать адекватные действия со стороны государственных и федеральных структур, контролирующих выполнение условий лицензионных соглашений.
Речь не идет о том, что однажды запроектированная система разработки не должна изменяться и корректироваться в процессе выработки запасов. Напротив, это необходимо делать с целью регулирования фильтрационных процессов. Не исключается, что и вывод из эксплуатации на время и по определенной системе даже значительного числа высокообводненных скважин с форсированием отбора из безводных и малообводненных скважин в определенных условиях может существенно повысить не только текущие уровни добычи и снизить обводненность добываемой продукции, но и в результате благоприятного перераспределения фильтрационных потоков способствовать повышению эффективности выработки запасов и росту конечного коэффициента нефтеизвлечения. Однако необходимость (допустимость) реализации такой системы должна быть научно обоснована и юридически оформлена путем утверждения в ЦКР (ТКР) соответствующего проектного документа либо дополнения к действующему.
Следует отметить, что, например, в США осуществляется чрезвычайно жесткий контроль за эксплуатацией скважин: так, перевод скважины на форсированный отбор (увеличение дебита) сопровождается значительным ростом налога на продукцию, добываемую этой скважиной. Бездействие или консервация скважин возможны только в течение небольшого периода (это объясняется экологическими причинами). После этого владелец обязан либо вводить скважины в эксплуатацию, либо бездействующие скважины консервировать, а законсервированные ликвидировать, что, как известно, является дорогостоящим мероприятием. Кстати, в США бездействующие и законсервированные скважины облагаются очень высоким налогом на имущество, что существенно ограничивает их число.
В России недра - собственность государства, а нефтяные компании - лишь недропользователи, обязанные в соответствии с Законом «О недрах» и условиями лицензионных соглашений обеспечивать научно обоснованную эффективную выработку запасов.
К сожалению, в отличие от американских нефтедобывающих компаний современный этап деятельности российских недропользователей характеризуется недостаточно сформированной нормативной базой в условиях рыночной экономики, в частности, мало нормативных актов, предусматривающих меры воздействия на нарушителей технологии добычи нефти и основных проектных показателей выработки запасов.
В результате анализа выполнения условий лицензионных соглашений по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа отмечается не только массовое и подчас существенное невыполнение утвержденных проектных решений по реализации системы разработки, объемам буровых работ, фонду действующих скважин, режимам их эксплуатации и другим показателям, но и то, что по многим разрабатываемым месторождениям срок действия утвержденных проектных документов истек много лет назад, либо проектные документы устарели и их решения не соответствуют, а иногда и противоречат сложившемуся состоянию выработки запасов [37, 42]. Это означает, что фактически разработка ведется без проектных документов либо с серьезными отклонениями от них.
По ряду месторождений и даже по отдельным нефтяным компаниям при ограниченном объеме буровых работ и небольшой доле добычи из новых скважин, сокращающемся или постоянном действующем фонде отмечается снижение или стабилизация обводненности продукции, а в отдельные годы нарастание добычи нефти. Это, во-первых, свидетельствует о нарушении технологических режимов и системы разработки, во-вторых, - о недоиспользовании потенциальных добывных возможностей месторождений и фактической консервации части высокообводненных запасов.
Ссылки недропользователей на то, что отсутствие роста обводненности либо ее снижение происходит исключительно в результате внедрения физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи в большинстве своем несостоятельны, поскольку реальные объемы внедрения этих методов ограничены, и возможность получения устойчивого и продолжительного эффекта от их реализации сомнительна. Следует иметь в виду, что эти методы должны способствовать повышению эффективности использования эксплуатационного фонда. В действительности происходит обратное, часто с прогрессирующим ростом доли бездействующих скважин.
В ряде случаев недостаточно эффективная разработка нефтяных месторождений является следствием ошибок, содержавшихся в проектных документах. Это, как правило, связано с неполной изученностью геологического строения залежей нефти, неучетом влияния некоторых природных факторов на процесс разработки.
В соответствии с данными Министерства энергетики РФ анализ материалов, рассмотренных Центральной комиссией по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (ЦКР), показал, что недропользователи, научные организации не уделяют должного внимания вопросам повышения качества проектных документов, их технологической и экономической эффективности, достижению утвержденного коэффициента нефтеизвлечения. Около 30% документов не соответствуют РД на проектирование и возвращаются на доработку. Поэтому до 2005 года недропользователи должны пересоставить и представить на рассмотрение в ЦКР 750 проектных документов, в основном, из-за невыполнения ранее запроектированных объемов работ.
В связи с вышеизложенным установление постоянного научно обоснованного контроля за рациональным использованием нефтяных ресурсов на основе системного подхода к решению оперативных и перспективных задач эффективной разработки как отдельных объектов, так и всех нефтяных месторождений является важным для нефтедобывающего региона.
Наряду с актуальностью контроля за обеспечением рациональной разработки нефтяных месторождений, выполнением проектных показателей и лицензионных условий следует отметить его методологическую и организационную сложность. Так, на территории ХМАО проведение периодического контроля за соблюдением лицензионных соглашений осложняется из-за большого количества нефтяных и нефтегазовых месторождений и объектов разработки.
Цель настоящей работы - создание методических основ обеспечения действенного контроля за текущим состоянием разработки нефтяных месторождений, выполнением проектных решений и лицензионных соглашений по выработке запасов и на этой основе создание системы контроля и управления за разработкой нефтяных ресурсов в регионе.
Для создания системы контроля за рациональным использованием государственного фонда недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа необходимо:
1. Научно обосновать основные принципы рационального использования нефтяных ресурсов нефтедобывающего региона (управление и контроль).
2. Разработать методику проведения текущего контроля и оценки отклонений фактических показателей разработки от проектных решений.
3. Спроектировать информационно - аналитический банк данных по разработке нефтяных месторождений ХМАО.
4. Разработать целевые системы поиска и выбора информации, а также программы для оперативного анализа состояния разработки залежей нефти.
5. Создать компьютерную систему автоматизированной диагностики отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений по нескольким контролируемым показателям.
6. Разработать статистические модели для оценки действующих коэффициентов нефтеизвлечения месторождений ХМАО и проверки реальности прогнозируемых.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Зайцев, Геннадий Сергеевич
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Анализ текущего состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО показал, что значительную часть запасов нефти составляют «трудноизвлекаемые запасы», требующие применения новых технологий и тщательного контроля за их разработкой. В нефтедобыче округа все большую роль начинают играть запасы нефти юрских отложений, требующие нетрадиционного подхода к разработке из-за их специфики. Вместе с тем, происходит неравномерное разбуривание запасов, опережающая выработка «активных» запасов.
2. Обоснована схема организации государственного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтегазовых месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа - самого крупного по объемам нефтедобычи субъекта Российской Федерации, составленная с учетом положений действующего законодательства Российской Федерации в области недропользования и нормативных актов Ханты-Мансийского автономного округа.
3. Значительный объем добычи нефти в округе обеспечивается за счет применения интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, эффективность которых возрастает в зависимости от эффективности начальной стадии разработки: чем меньше эффективность начальной стадии, тем больше эффективность данных мероприятий.
Ханты-Мансийский автономный округ обладает высоким добывным потенциалом, способным обеспечить годовую добычу нефти на уровне не менее 220-230 млн. тонн. Важным условием реализации этих объемов является выполнение проектных объемов эксплуатационного бурения, а также проектных объемов применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пласта.
4. Сформулированы основные принципы контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений региона. На основании анализа проблемной ситуации, характерной для состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО, и с учетом требований рациональной выработки запасов предложен системный подход к многокритериальной оценке степени расхождения фактических и проектных показателей разработки объектов и лицензионных участков недр. Предложены критерии, позволяющие оценить качество выполнения проектных решений и диагностировать причины отклонений от них фактических данных:
• 1 уровень: накопленная добыча нефти или текущий КИН при сложившейся системе разработки, текущая добыча нефти;
• 2 уровень: действующий фонд добывающих скважин, средний дебит жидкости скважин, текущая обводненность продукции;
• 3 уровень: разбуренность объекта, простаивающий фонд добывающих скважин, объемы и эффективность применения технологий, фонд нагнетательных скважин и компенсация.
5. Сформированы типовые ситуации, позволяющие классифицировать объекты анализа по причинам и характеру отклонений фактических показателей разработки от проектных. Их генерация выполнена с использованием теоремы Байеса на основе принципа упорядочения альтернатив - их иерархизации и представления в виде дерева решений.
6. Предложен способ перехода от частных оценок степени отклонений фактических показателей разработки от проектных по единичным критериям к интегрированной оценке полезности альтернатив, основанной на конъюнктивном методе. В морфологическом анализе отклонение по одному или нескольким критериям определяется как «зафиксированное критическое отклонение». Разработана методика поэтапного анализа объектов с целью выявления отклонений фактических показателей разработки от проектных. Эта методика позволяет реализовать основные принципы контроля - его оперативность, эффективность и экономность.
7. Обоснована схема организации контроля за рациональным использованием государственного фонда недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа, составленная с учетом положений Закона РФ «О недрах» и нормативных актов ХМАО.
8. С целью реализации системного подхода по многокритериальной оценке степени расхождения проектных и фактических показателей разработки и рационального использования ресурсов в условиях многочисленных месторождений нефти, разрабатываемых на территории ХМАО, спроектирована и создана компьютерная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений и оценки возможных потерь углеводородов в недрах.
Основной информационный блок системы - это информационно-аналитический банк данных нефтяных месторождений ХМАО, который содержит необходимые для анализа фактические и проектные показатели разработки основных эксплуатационных объектов и месторождений в целом.
Основной функциональный блок - это блок анализа контролируемых параметров, по которым проводится сравнение фактических и проектных показателей: граничными условиями являются критические значения возможного отклонения анализируемых параметров, определяется качество отклонений, а также допустимый период отклонений.
9. Разработана система оценки реальности проектных показателей и причин отклонения от них контролируемых параметров разработки нефтяных месторождений.
10. Для сопоставительного анализа разработки месторождений создана компьютерная система выбора объектов, имеющих сравнительно продолжительную историю разработки.
11. Обоснованы методики использования статистических моделей для оценки отклонения фактически достигаемого коэффициента нефтеотдачи от проектного. В качестве исходной информационной базы привлекались данные по 540 залежам нефти месторождений Западной Сибири.
12. Обоснована возможность оценки отклонения фактически достигаемого КИН от проектного с использованием метода потенциальных функций.
13. Разработана методика определения возможных потерь нефти, обусловленных отклонением процесса разработки залежей от проектных решений.
14. Для расчета вовлеченных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, с использованием характеристик вытеснения, предложены алгоритмы решений многопараметрической модели А.А. Казакова и модифицированного метода Apnea.
15. Проведен анализ последствий невыполнения проектных решений при разработке Кысомского месторождения. Оценены потери в накопленной добыче нефти, показана возможность повышения эффективности выработки запасов нефти на этом месторождении за счет предлагаемых технологических мероприятий.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В диссертационной работе изложены научно обоснованные технологические решения по системе контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений (на примере Ханты-Мансийского автономного округа). Внедрение этих решений вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений страны.
В диссертации защищаются следующие основные положения:
- результаты сравнительного анализа и обобщения состояния и перспектив разработки нефтяных месторождений ХМАО с учетом последствий неполного выполнения проектных решений;
- методические основы системного контроля над эффективным использованием разрабатываемых запасов нефти и оценки последствий принимаемых технологических решений в процессе разработки нефтяного месторождения;
- методика диагностики отклонений процесса разработки нефтяной залежи от проектных решений;
- методика оценки технологических потерь нефти, обусловленных отклонением процесса разработки залежей нефти от проектных решений; алгоритмы решений для практической реализации методов характеристик вытеснения с целью оценки возможных потерь углеводородов;
- результаты анализа последствий невыполнения проектных решений при разработке Кысомского месторождения.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Зайцев, Геннадий Сергеевич, Ханты-Мансийск
1. Азиз X., Саттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра.- 1982,- 406 с.
2. Амелин И.Д., Давыдов А.В. Применение характеристик вытеснения для прогнозирования разработки залежей нефти Зап. Сибири на поздней стадии // Особенности освоения месторождений Тюменского Заполярья/ Тр. ЗапСибНИГНИ.- Тюмень. 1985,- С. 17-22.
3. Амелин И.Д., Давыдов А.В., Субботина Е.В. Определение извлекаемых запасов нефти в залежах на поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения нефти водой //НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1985.- №3. С. 1-5.
4. Атанов Г.А., Вашуркин А.И., Ревенко В.М. К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1973,- Вып. 17.- С. 35-37.
5. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Федорако А.Б. Прогнозирование показателей разработки месторождений по промысловым данным при вытеснении нефти растворами ПАВ // Нефтяное хозяйство. 1976,- № 4,- С. 37-40.
6. Багаров Т.Ю. Статистические методы анализа коэффициента нефтеизвлечения в условиях вытеснения нефти водой // Азерб. нефтяное хозяйство. -1973.- № 6.
7. Багаров Т.Ю. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по данным отбора нефти и воды отдельных скважин // Изв. АН АзССР. Сер. Наука и земля. -1977.-№4.- С. 39-42.
8. Багаров Т.Ю. Статистические методы оценки запасов нефти. -Баку. Элн.- 1978. -99 с.
9. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра. 1978. - 197 с.
10. Барьюдин B.JI. К вопросу прогнозирования коэффициентов нефтеотдачи пластов // Тр. Азерб. ин-та нефти и химии им. Азизбекова.- Баку. -1981.- С. 70-73.
11. Белаш П.М. О коэффициентах влияния и взаимовлияния при решении задач регулирования и отбора из нефтяных и газовых месторождений // Тр. МИНХ и ГП им. ИМ. Губкина. -1964. -Вып. 47.- С. 14-27.
12. Белаш П.М., Сенюков Р.В. О статистических способах обработки данных -нефтепромысловых измерений для определения коэффициентов влияния скважин // Нефтяное хозяйство. -1970.- № 9.- С. 46-50.
13. Белаш П.М., Чен-Син Э. О некоторых способах применения интегральных методов при анализе разработки нефтяных и газовых пластов.// Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина,- 1965.- Вып. 58,- С. 3-27.
14. Борисов А.Ю. Прогнозирование основных технологических показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении (по характеристикам вытеснения) // Автореф. дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.-1999.-17 с.
15. Булыгин Д.В., Васягин Г.И., Старцев В.А. Оценка точности подсчетов запасов и коэффициентов нефтеотдачи в пределах опытных участков // РНТС. Нефтепромысловое дело. -1981.- № 4.- С. 8-9.
16. Булыгин Д.В., Головко С.Н., Старцев В.А. Прогнозирование показателей разработки по характеристикам обводнения скважин // РНТС. Нефтепромысловое дело.- 1983. №5.-С. 1-2.
17. Буторин О.И., Шавалиев A.M. К определению разрабатываемых подвижных запасов нефти по результатам эксплуатации нефтяной залежи // Тр. ТатНИПИнефть. -1981. -Вып. 47. -С.40-42.
18. Веснин В.Р. Основы менеджмента. М. -1999.-290 с.
19. Виханский О.С., Наумов А.И. Менеджмент. -М. -1999.
20. Гайсин Д.К., Тимашев Э.М. Оценка извлекаемых запасов в условиях вытеснения нефти водой в поздней стадии разработки // Тр. БашНИПИнефть. 1985. -Вып. 73. -С. 28-29.
21. Гайсин Д.К. Метод прогноза технологических показателей и нефтеотдачи пластов по промысловым данным в поздней стадии разработки // Сб. научн. тр. БашНИПИнефть. -1986,- Вып. 74.- С.128-137.
22. Гарифуллин А.Ш. Один из подходов к определению извлекаемых запасов нефти статистическим методом // Интенсификация геологоразведочных работ и добычи нефти в Западной Сибири. -Тюмень. 1984.- С.51-52.
23. Гарифуллин А.Ш., Курмакаева С.А., Родин В.И. Использование эмпирических зависимостей при проектировании разработки месторождений Краснохолмской группы // Тр. БашНИПИнефть. -1989,- Вып. 79. С.84-86.
24. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра. 1971,- 309 с.
25. Григорьев С.Г. Методика подсчета извлекаемых запасов нефти по обводненности добываемой жидкости // Нефтяное хозяйство.-1979,- № 4.- С.34-36.
26. Гринь В.А., Кляровский Г.В., Мысевич Р.В., Парахин Б.Г. Динамика дебитов нефти и жидкости скважин Выгодской залежи Долинского месторождения // РНТС. Нефтепромысловое дело. -1984.- № 11.- С. 11-12.
27. Губайдуллин К.В., Лаптев И.И. Определение извлекаемых запасов нефти в обводнившихся скважинах // Нефтяное хозяйство. 1976.- № 5.- С.29-31.
28. Гусейнов Г.П. К прогнозированию отборов нефти и жидкости по месторождениям трещиновато-пористых коллекторов // Азерб. нефтяное хозяйство. 1986.- № 4.- С. 39-52.
29. Гусейнов Г.П. Анализ методов прогнозирования показателей процесса разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов // Азерб. нефтяное хозяйство.- 1981. -№ 7. -С. 26-30.
30. Гусейнов Г.П., Алмамедов Д.Г., Керимов А.Г., Махмудова Т.Ю. Анализ методов прогнозирования показателей разработки и определения начальных извлекаемых запасов месторождения // Азерб. нефтяное хозяйство.-1989. -№ 8.- С.29-33.
31. Евтушенко О.С. Упрощенный расчет прогнозируемого обводнения нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. 1979.- № 6.-С.52-54.
32. Евтушенко Ю.С. Совершенствование методов расчета динамики добычи, обводнения и нефтеотдачи на поздней стадии разработки залежей // Тр. ВолгоградНИПИнефть .-М.: ИГиРГИ. -1983.- С. 13-21.
33. Егурцов Н.Н. Приближенный метод прогноза обводнения нефтяных пластов при заданном отборе жидкости // Тр. ВНИИнефть. 1972.- Вып. 44.-С.123-129.
34. Зайцев Г.С., Жданов С.А. и др. Компьютерная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений // Тр.ВНИИнефть. -Вып. 125,- 2001,- С.78-83.
35. Зайцев Г.С., Коркунов В.В. Система контроля за использованием государственного фонда недр в Ханты-Мансийском автономном округе //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. -Ханты-Мансийск. -2000.
36. Зайцев Г.С., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа в 2000 году. //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. -Ханты-Мансийск. 2000.
37. Зайцев Г.С. Опыт внедрения метода акустического воздействия на продуктивные пласты в Шаимском нефтегазоносном районе.//Серия: Нефтегазовая геология и геофизика. -М.:ВНИИОЭНГ. 1986,- № 5.
38. Зайцев Г.С., Носов В.Н. Установка для добычи нефти.// Свидетельство на изобретение № 1475220 от 20.03.1987.
39. Зайцев Г.С., Носов В.Н., Виноградов В.Н. Акустический скважинный комплекс. -«ЛОТОС». М.-.ВИЭМС. - 1986.
40. Зайцев Г.С., Носов В.Н. Комплексы для термоакустического воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону скважин. (Рукопись депонирована в ВИНИТИ 4 декабря 1987 г. № 8510-В87)
41. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Нарушение условий лицензионных соглашений при разработке нефтяных месторождений ХМАО.// Вестник недропользователя. № 4 -1999.-С.10-12.
42. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Тенденция развития процессов разработки нефтяных месторождений Ханты Мансийского автономного округа на современном этапе.// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.- 1999.-С .41 -49.
43. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П. О состоянии разработки месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. //Вестник недропользователя,- № 3.- 1999.-С.13-22.
44. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П. Работа межведомственной территориальной комиссии по разработке месторождений Ханты- Мансийского автономного округа. //Вестник недропользователя.- № 4.- 1999.-С.10-14.
45. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П. Работа Территориальной комиссии ХМАО по разработке нефтяных месторождений в первом полугодии 2000 года.// Вестник недропользователя. № 6.- 2001 .-С. 19-20.
46. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П. Территориальная комиссия по разработке как элемент системы управления ресурсами Ханты-Мансийского автономного округа. //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск,-1999.-С.78-80.
47. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Туров В.А. Оценка верхних и нижних пределов уровней добычи нефти в условиях нефтяных месторождений ХМАО.//Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО,- Ханты-Мансийск.-1999.-С.91-96.
48. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Особенности разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на современном этапе // Нефтяное хозяйство. 2003. - №9. - С. 48-52.
49. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Интенсификация добычи нефти и рациональное использование её запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. // Нефтяное хозяйство. -2003,-№8.-С. 126-129.
50. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Проблемы разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО // Бурение и нефть. -№12,- С. 16-24.
51. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Рациональное использование запасов в период наращивания объемов добычи нефти на месторождениях ХМАО // Нефтепромысловое дело (в печати).
52. Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О недропользовании» от 09.04.1996 г.
53. Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О разработке месторождений углеводородов на территории автономного округа» от 16.06.1998 г.
54. Инструкция для пользователя «Laura».- ВНИИнефть.- 2000.
55. Ирматов Э.К., Акилов Ж.А., Абдуллакимов М. О возможности прогноза уровня добычи нефти на конечной стадии разработки месторождений //.Докл.АН УзССР.-1984.-№7.- С.51-57.
56. Ирматов Э.К., Хужаеров Б., Агзамов А.Х. Метод прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных залежей //Докл. АН УзССР.- 1984.- № 7.-С.49-50.
57. Исангулова Р.К. Приближенный метод прогнозирования обводненности продукции нефтяных скважин // Тр. ВНИИнефть. 1980.- Вып. 72,- С.57-61.
58. Казаков А.А., Зайцев Г.С. Экспертная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений и возможных потерьуглеводородов.//Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск. -1999.
59. Казаков А.А. Расчет показателей разработки нефтяных месторождений с учетом геометрии фильтрационных потоков // Материалы Всесоюзного совещания «Повышение качества нефти и продуктов ее переработки».- М. -1976.- С. 112-113.
60. Казаков А.А. Оценка интерференции скважин // Нефтяное хозяйство. -1984,- № 12. -С. 38-42.
61. Казаков А.А. Исследование интерференции скважин при «смешанных» режимах эксплуатации // Изв. вузов. Нефть и газ. -1986. -№ 2.- С.31-35.
62. Казаков А.А. Исследование влияния взаимодействия скважин на обводненность продукции // Изв. вузов. Нефть и газ. -1986. -№ 5.-С.30-34.
63. Казаков А.А. Методы характеристик вытеснения // ИС. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ. -1991.- Вып.1. -С.4-10.
64. Казаков А.А. Гиперболический закон в методах характеристик вытеснения // ИС. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ.- 1991.- Вып.З.- С.6-10.
65. Казаков А.А. Гиперболический закон в методах характеристик вытеснения.// ИС. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности,-1991. -Вып.З.
66. Казаков А.А. Некоторые замечания по поводу применения методов оценки технологической эффективности различных видов геолого-технических мероприятий (ГТМ). // Нефтяное хозяйство. № 5,- 1999 .
67. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азерб. нефтяное хозяйство. -1974.-№3.-С. 22-24.
68. Кини Р.Л., Райфа X. Принятие решений при многих критериях предпочтения и замещения. М.: Радио.-1995.
69. Колганов В.И., Гавура А.В. Использование различных эмпирических зависимостей при прогнозировании добычи нефти и воды по залежам на завершающей стадии разработки // Тр. Гипровостокнефть. 1976,- Вып. 27.- С.72-76.
70. Копытов А.В. Определение извлекаемых запасов и коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей с карбонатными коллекторами // РНТС. Нефтепромысловое дело. -1970.- № 2. -С.3-5.
71. Ларичев О.И. Наука и искусство принятия решений. М.: Наука. - 1976.- 281 с.
72. Либерман Л.Б. Разработка статистических моделей дебитов жидкости и иефтесодержания продукции скважин для краткосрочного прогнозирования добычи нефти // Тр. Гипровостокнефть. -1978.- Вып. 31.- С. 15-18.
73. Либерман Л.Б. Использование регрессионного анализа для определения коэффициентов взаимовлияния скважин на основе сокращенного количества нефтепромысловых данных // Тр. Гипровостокнефть. 1978.- Вып.31. -С. 18-21.
74. Листенгартен Л.Б., Коган Е.С., Хоштария Е.Ю. К вопросу оценки извлекаемых запасов нефти // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988.- № 2- С.31-35.
75. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. 1969.- № 3.-С.42-47.
76. Максимов М.М., Тетельбаум Я.И. Вопросы построения экспертных систем для моделирования разработки нефтяных месторождений. // Вычислительная техника и краевые задачи. /Сеточный сопроцессор.- Рижский техн. ун.-т.- 1991.-С. 48-56.
77. Мальцев М.В., Сердюков К.Т. К уточнению извлекаемых запасов нефти по промысловым данным // Новые данные по нефтегазовой геологии Сахалина. -Владивосток,- 1981.-С.129-131.
78. Маслянцев Ю.В., Кащавцев В.Е., Бученков Л.Н. К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов // Тр. ВНИИнефть.- 1980. -Вып.71.- С.34-37.
79. Мельников А.И., Ханнанова Ф.П. Методика прогнозирования добычи нефти для условий Шаимского района // РНТС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1985.-№ 12.-С.5-6.
80. Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти,-М.: Недра. 1986.- 125 с.
81. Мескон М., Альберт М., Хедоури Ф. Основы менеджмента. -М.- Дело. -1999 .
82. Методика планирования дополнительной добычи нефти за счет применения геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. ПО «Татнефть». -1993.
83. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. -ВНИИнефть. 1993.
84. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.- ОАО «Юганскнефтегаз».- ВНИИЦ «Нефтегазтехнология».- Уфа Нефтеюганск. - 1997.
85. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением. ТатНИПИ. -1992.
86. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. (РД 39-0147035-20987).- ВНИИ,- 1987.
87. Минчева P.M. Прогнозирование обводнения скважин при разработке трещиноватых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1977. -№ 6.- С.39-42.
88. Мовмыга Г.Т., Найденов В.М. К вопросу о подсчете потенциально возможных извлекаемых запасов нефти сильно обводненных залежей // Геология нефти и газа. -1968.- № 3,- С.41-45.
89. Назаретов М.Б. Некоторые закономерности процесса обводнения // Нефтяное хозяйство. -1960. -№ 10.- С.7-9.
90. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей // Изв. вузов. Нефть и газ.-1972.-№ Ю. -С.41-55.
91. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Лазарев B.C., Сверчков Г.П. Методология прогноза запасов нефти и газа: Достижения и перспективы. // Энергия и топливо. 1981.-Вып.14.- № 3.- С.96-101.
92. Нейлор К. Как построить свою экспертную систему. М.: Энергоатомиздат.- 1991. -288 с.
93. Носов В.Н., Зайцев Г.С. Установка для увеличения производительности скважин. Заявка на изобретение. № 4245632/03-44554 от 20.03.1987г.
94. Носов В.Н., Виноградов В.Н., Зайцев Г.С. Акустический скважинный комплекс «ЛОТОС». -М.: ВИЭМС.-1986.
95. Носов В.Н., Зайцев Г.С. Комплексы для термоакустического и акустического воздействия на нефтяные пласты.//Депонированная рукопись ЦНТИ .-М.- 1987.
96. Осипов В.В., Усенко В.Ф. Об определении текущей и конечной нефтеотдачи при режиме растворенного газа // Теоретические и экспериментальные проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений. /Тр. Всесоюзной конференции. -Казань.-1972.
97. Островский Я.М., Джапаров А. К вопросу использования эмпирических формул при анализе разработки нефтяных залежей // Разработка нефтяных и газовых месторождений /Тр. Туркм. политехи, ин.-та. Ашхабад.-1981.-Вьш. 2.- С. 63-67.
98. Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра,- 1975.-128 с.
99. Петровский А.Б., Стернин М.Ю., Моргоев В.К. Системы поддержки принятия решений. -М.: ВНИИСИ.- 1987.- 41 с.
100. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте (пер. с англ.).- М.: Гостоптехиздат.- 1961. -570 с.
101. Праведников Н.К., Ревенко В.М. Расчет распределения насыщенности фазами в пористой среде при вытеснении нефти водой // Тр. Гипротюменнефтегаз,- 1973. -Вып. 35,- С.148-151.
102. Пирвердян A.M. и др. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов // Азерб. нефтяное хозяйство.- 1970. -№11.
103. Проблемы и методы принятия уникальных и повторяющихся решений. / О.И. Ларичев, А.Б. Петровский, Г.И. Шепелев и др. М.: ВНИИСИ.- 1990,- 88 с.
104. Положение о Комитете по нефти, газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа. -Ханты-Мансийск,- 2000 .
105. Положение о Комитете природных ресурсов Ханты-Мансийского автономного округа. Ханты-Мансийск.- 1998 .
106. Положение о комиссии по комплексным проверкам выполнения лицензионных соглашений и действующего законодательства на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ханты-Мансийск.- 1999.
107. Положение о комиссии по лицензированию недропользования Ханты-Мансийского автономного округа. Ханты-Мансийск,- 2000 .
108. Попов Э.В. Экспертные системы, решение неформализованных задач в диалоге ЭВМ,- М.: Наука,- 1987. -288 с.
109. Рахимкулов И.Ф., Муллагулова Н.В., Ямилова Л.Т., Шулындин М.И. Совершенствование метода определения дополнительной добычи нефти по характеристике содержания ее в добываемой жидкости // Тр. БашНИПИ. -1984. -Вып. 66. -С.137-148.
110. Регламент работы аппарата Губернатора Ханты-Мансийского автономного округа. -Ханты-Мансийск.- 2000.
111. Рудчук В.А., Рахимкулов И.Ф. Расчет кривых вытеснения и эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи по промысловым данным // Тр. БашНИПИнефть,- 1980,- Вып.59.
112. Сазонов Б.Ф. Некоторые закономерности обводнения нефтяных пластов // Тр. Гипровостокнефть.- 1957.- Вып.2,- С.263-273.
113. Саттаров М.М., Богачкина И.Л., Стклянина Т.В. Зависимость нефтеотдачи от динамики добычи нефти // РНТС. Нефтепромысловое дело.- 1979.- № 4,- С.3-7.
114. Саттаров М.М., Кутляров B.C. Расчет дополнительной добычи нефти при внедрении новых методов разработки // Тр. ВНИИ. -1980.- Вып.71,- С.38-39.
115. Смотрицкий Ш.М., Гаврун Н.В., Искандеров Г.М. Прогнозирование обводненности по данным разработки объектов // РНТС. Нефтепромысловое дело.- 1975.- № 12.- С. 9-10.
116. Стасенков В.В. К вопросу определения коэффициента нефтеотдачи по длительно разрабатываемым месторождениям Краснодарского края // НТС по добыче нефти. ВНИИ,- 1964.- Вып.22.
117. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические процессы в нефтегазоносных пластах.- М.: Недра.- 1984.- 215 с.
118. Технологическая схема разработки Кысомского месторождения. НижневартовскНИПИнефть,- 1989.
119. Ткаченко И.А., Меркулова Л.И., Гинзбург Л.А. Прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений по характеристикам обводнения // Нефтяное хозяйство.- 1976,- № 6. С.23-25.
120. Управление организацией. Ред. Поршнев А.Г. /Учебник. -М.:ИНФРА.- 1999 .
121. Федеральный Закон «О недрах» в редакции Федеральных законов от 03.03.95 г. № 27 ФЗ от 10.02.99 г. № 32 ФЗ.
122. Хамзин Р.Г. Обобщение формулы динамики добычи нефти // Тр. ТатНИПИнефть. -1978.-Вып. 38.- С.102-105.
123. Шавалиев A.M. К вопросу статистического прогнозирования процесса обводнения нефтяных месторождений // Тр. ТатНИПИнефть.- 1980,- Вып. 42.- С.59-62.
124. Шавалиев А.М. Статистические исследования нефтеотдачи и водонефтяного фактора месторождений Урало-Поволжья // Нефтяное хозяйство.- 1981.- № 12.- С. 30-32.
125. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий.//Нефтяное хозяйство.- 2000. №5. - С.44-48.
126. Arps J .J. Analysis of Decline Curves // Tarns/ AIME, 1944, v. 160, p.228.
127. Bailey W/ Optimized Hyperbolic decline curve analysis of Gas well // Oil and Gas J., 1982, Feb. 15, p. 118-123.
128. Ershaghi I., Omoregie O. A Method for extrapolation of cut vs. recovery curves // J. of Petrol. Eng., 1978, Feb., p. 203-204.
129. Ershaghi I., Abdassah D. A Prediction technique for immiscible processes using field performance datew // J. of Petrol. Eng., 1984, v. 36, n. 4, p. 664-670.
130. Ershaghi I., Handy L.L., Handy M. Application of the x-Plot technique to the study of water influx in the Sidi. El Itayen Reservoir. Tunisia // J. of Petrol, tech., 1987, v. 39, n. 9, p. 1127-1136.
131. Fetkovich. Decline curve analysis using type curves // J. of Petrol. Tech., 1980, v. 32, June, p. 1065-1077.
132. Gentry R.W. and Mc. Gray A.W. The effect of reservoir and fluid properties on production decline curves // J. Petrol. Tech., 1978, Sept., p. 1327-1341.
133. Grey K.E. Constant pecent decline curve explains some Long-Standing discrepancies // Oil and Gas J., 1960, v. 58, n. 35, p. 67.
134. Hudson E.J., Neuse S.H. Cutting through the mystery of reserve estimates // Oil and Gas J., 1985, v. 83, n. 12, p. 103-106.
135. Hudson E.J., Neuse S.H. Depletion stage determines mosteffective methods for reserve-estimate integrity // Oil and Gas J., 1985, v. 83, n. 13, p. 80-90.
136. Lefkovits H.C., Mattews C.S. Application of decline curves to gravity drainage reservoir in the Stripper stage // Trans. AIME, 1958, v. 213, p. 275.
137. Lohrenz J., Monash Ellis A. U.S. // Dep. Commer. Nat. Bur. Stad. Spec. Publ., 1982, n 631, p. 310-319.
138. Long D.R., Davis M.J. A new approach to the hyperbollic curve // J. Petrol. Tech., 1988, v. 40, n. 7, p. 909-912.
139. Luther L.C. Linearization and regression analysis thechnique predicts hyperbolic decline in reserves // Oil and Gas J., 1985, v. 83, n. 34, p. 909-912.
140. Mead, Homer N. Modification to decline curve analysis // Trans. AIME, 1956, v. 207, p. 11.
-
Зайцев, Геннадий Сергеевич
-
доктора технических наук
-
Ханты-Мансийск, 2003
-
ВАК 25.00.17
- Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля
- 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
- Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами
- Анализ и оптимизация разработки нефтяных месторождений на поздней стадии на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения
