Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-методическое обоснование разработки сложнопостроенных залежей углеводородного сырья

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научно-методическое обоснование разработки сложнопостроенных залежей углеводородного сырья"

На правах рукописи

МУЛЯВИН СЕМЕН ФЕДОРОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 3 ДЕК 2012

005057217

Тюмень — 2012

005057217

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Научный консультант — доктор геолого-минералогических

наук Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: — Сохошко Сергей Константинович,

доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», кафедра МИУП, заведующий

— Сафин Станислав Газизович,

доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова», профессор

— Кустышев Александр Васильевич,

доктор технических наук, профессор, ООО «Тюмен-НИИгипрогаз», главный научный сотрудник

Ведущая организация: — ФГБОУ ВПО Российский государственный университет нефти и газа им. академика И.М. Губкина

Защита состоится 21 декабря 2012 г. в II30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-инфор-мационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 21 ноября 2012 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Характерной особенностью современного развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений на стадию падающей добычи нефти и газа. Из этого следует, что на фоне постоянного роста потребления углеводородного сырья (УВС) ресурсы недр истощаются. Возникает необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, обозначенной в документе «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.», и имеющей важное значение для экономики страны: обеспечение высоких объемов добычи нефти и газа и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%.

Известно также, что на осваиваемых месторождениях в течение последних десятилетий наблюдается снижение начальных запасов углеводородного сырья: если в 1985-1990 гг. средняя статистическая величина начальных запасов нефти по месторождению оценивалась примерно в 18 млн. т, то в последнее десятилетие она снизилась примерно до 7 млн. т.

Реальным путем решения проблемы является ввод в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в освоенных районах, но характеризующихся сложным геологическим строением, фазовым составом и, как правило, малыми извлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд. м3). Специфика этих месторождений обуславливает подходы к их освоению и разработке, существенно отличающиеся от традиционных. Это касается не только темпов добычи УВС, систем разработки, технических средств и технологических приемов, но также методов проектирования разработки, учитывающих особенности геологического строения, применение скважин различного профиля и конструкции и пр. В настоящее время принципы размещения скважин с горизонтальным окончанием ствола, расчет плотности сетки таких скважин, оценка коэффициента охвата для систем разработки со скважинами различного профиля недостаточно обо-

значены и, как следствие, затруднен выбор оптимальной системы разработки.

Исходя из вышесказанного, можно выделить несколько уровней актуализации проблемы освоения сложнопостроенных месторождений (на примере малых): методологический — создание и совершенствование системы проектирования разработки сложно-построенных залежей; научно-методический — научное обоснование новых способов повышения эффективности разработки малых месторождений; практический — повышение качества проектных работ и эффективного контроля за разработкой; организационный — подготовка квалифицированных кадров в области разработки сложнопостроенных месторождений углеводородного сырья.

Цель работы

Повышение эффективности разработки сложнопостроенных нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением на основе обобщения практического опыта, геолого-промыслового анализа и применения новых научно-технических и технологических решений.

Задачи исследования

1. Анализ состояния ресурсной базы месторождений на примере ЯНАО, обобщение особенностей разработки залежей углеводородного сырья и выработки запасов углеводородов.

2. Анализ существующих методов оценки нефтеотдачи и разработка новой методики расчета коэффициента охвата для систем разработки со скважинами различного профиля и конструкции.

3. Разработка методики технологической оценки эффективности освоения малых месторождений с учетом геолого-физической характеристики и технологических факторов, рекомендаций по формированию программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) при регулировании и управлении разработкой залежей сложного геологического строения.

4. Обоснование новой характеристики вытеснения нефти водой при применении заводнения для достоверной оценки потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата.

5. Обоснование методов проектирования разработки сложно-построенных месторождений нефти и газа на основе комплексного анализа выработки запасов с применением новых технологий и научно-технических решений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются сложнопостроенные, малые по запасам нефтяные и газовые месторождения, предметом — системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.

Научная новизна

1. На основе анализа выработки запасов нефти крупных плас-тово-сводовых залежей установлено, что в процессе внутрикон-турного заводнения эксплуатационного объекта формируются техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать как самостоятельные техногенные залежи с малыми остаточными запасами, сконцентрированными по площади в районах локальных куполов, а по разрезу — в кровельной части. Для описания предложена слоистая модель пласта, учитывающая гравитационное разделение флюидов.

2. Разработаны научно-методические рекомендации по оценке эффективности освоения сложнопостроенных месторождений, предусматривающие расчет коэффициента охвата для систем скважин с горизонтальным окончанием ствола.

3. Даны научно-методические рекомендации по формированию программы геолого-технических мероприятий, включающие формализованный алгоритм и позволяющие принимать решения по интенсификации добычи в конкретных скважинах.

4. Предложена обобщенная характеристика вытеснения нефти водой, позволяющая оценить потенциально извлекаемые запасы нефти и рассчитать коэффициент охвата вытеснением с минимальной погрешностью.

5. Предложены методика оценки эффективности разработки сложно-построенных залежей и методы проектирования систем их разработки скважинами различного профиля и конструкции (многозабойные, с горизонтальным окончанием, боковые стволы),

одновременно-раздельная эксплуатация, с использованием способов интенсификации добычи, позволяющих увеличить темпы отбора и нефтеотдачу пластов.

Практическая ценность работы

1. Дан анализ состояния ресурсной базы месторождений нефти и газа ЯНАО, на основе которого оценена эффективность освоения малых залежей и месторождений нефти и газа.

2. Внедрены в практику проектирования и управления разработкой: методика расчета коэффициента охвата для систем скважин с горизонтальным окончанием (ГС); методические рекомендации по технологической оценке эффективности ввода новых месторождений; методические рекомендации по формированию программы ГТМ; алгоритм и компьютерная программа расчета величины потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициент охвата по обобщенной характеристике вытеснения нефти водой.

3. Предложен способ разработки нефтяной залежи, учитывающий гравитационные эффекты в системе «нефть-вода» (патент РФ № 2225941). Данная модель реализована в виде компьютерной программы ГШгО, а результаты расчетов нашли свое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений.

4. На основе авторских инноваций выполнены и реализованы документы по разработке (техсхемы и проекты) ряда месторождений ЯНАО, ХМАО, Томской области, Красноярского края и других регионов, в которых предусмотрены: оптимизация количества скважин, увеличение охвата воздействием, рост входных дебитов нефти и газа, повышение объемов добычи УВС в 1,5-2,0 раза и КИН — до 10% по сравнению с традиционными подходами.

5. По результатам преподавательской деятельности издано и используется в учебном процессе учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений» для подготовки магистров направления «Нефтегазовое дело» в ТюмГНГУ.

Основные защищаемые положения (теоретическая значимость)

1. Определение новых понятий: «плотность сетки горизонтальных скважин», «обобщенный (разукрупненный) объект разработки» и обоснование их использования при проектировании разработки.

2. Методика оценки коэффициента охвата пластов вытеснением, учитывающая особенности геологического строения и профиль ГС.

3. Научно-методические рекомендации по формированию эффективного комплекса геолого-технологических мероприятий при разработке сложнопостроенных месторождений нефти и газа, характеризующихся малыми запасами УВС.

4. Способ расчета коэффициента охвата вытеснением и потенциально извлекаемых запасов нефти по обобщенной характеристике вытеснения нефти водой.

5. Обоснование эффективности новых технологий и технических решений при проектировании разработки сложнопостроенных залежей с применением скважин различного профиля и конструкции, позволяющих увеличить объемы добычи нефти и коэффициент охвата, обеспечить расширение зоны дренирования, снизить скин-фактор.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Внедрение результатов работы. Авторские исследования, направленные на совершенствование разработки месторождений нефти и газа, нашли свое отражение в проектных документах, утвержденных Центральной комиссией по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра), основными из которых являются

следующие: Северо-Янгтинское нефтяное месторождение ЯНАО,

2005 г.; Высоковское газонефтяное месторождение Пермского края,

2006 г.; Ай-Еганское газонефтяное месторождение ХМАО—Югра,

2007 г.; Тамбовское газоконденсатное месторождение Саратовской области, 2007 г.; Лиственское нефтяное месторождение Республики Удмуртии, 2007 г.; Марковское и Ярактинское нефтегазоконденсат-ные месторождения Иркутской области, 2011-2012 гг. и др.

Экономический эффект от внедрения авторских инноваций составил более 500 млн. руб.

Апробация результатов работы. Основные положения авторских исследований докладывались: на Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии в проектировании разработки и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири» (г. Тюмень, 1997 г.); Российской конференции «Тепловые методы воздействия» (г. Шепси, Краснодарский край, 1997 г.); Российской научной конференции «Пути повышения уровней добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 1997 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть — вчера и сегодня» (г.Тюмень, 1997 г.); Научно-практической конференции, посвященной 25-летию ОАО СибНИ-ИНП «Состояние, проблемы, основные направ-ления развития нефтяной промышленности в XXI веке». (г.Тюмень, 2000 г.); Международной конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г.Салехард, 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2007 г.); VI региональной научно-практической конференции «Новые технологии — нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2007 г.); Международной научно-практической конференции, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института им. Ленинского комсомола (Тюмень, 2008 г.); Международной научной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г.); Научной конференции «Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений» (г.Тю-

мень, 2008 г.); XVI научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», (г.Тюмень, 2010 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтега-зоконденсатных месторождений» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.).

Основные результаты работ неоднократно докладывались и обсуждались на заседаниях кафедры РЭНГМ ТюмГНГУ (20102012 гг.), Центральной комиссии по разработке месторождений ЯНАО и ХМАО—Югра (1996-2012 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 80 работ. В автореферате приведены сведения о 50 основных публикациях, в том числе двух монографиях, двух патентах РФ на изобретение. 18 работ размещены в изданиях, рекомендованных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести разделов, заключения и списка использованных источников из 266 наименований. Работа изложена на 353 страницах машинописного текста, включая 64 таблицы и 136 рисунков.

Содержание работы

Во введении сформулирована проблема истощения недр и снижения добычи углеводородного сырья на многих разрабатываемых месторождениях. Наиболее реальным и эффективным путем поддержания и наращивания уровней добычи нефти и газа является ввод в разработку небольших по запасам углеводородного сырья и сложных в геологическом отношении месторождений, расположенных как в хорошо обустроенных районах, так и на отдаленных территориях.

По ресурсам и запасам нефти и газа ЯНАО является богатейшим и уникальным регионом мира. Эксплуатация введенных нефтяных месторождений позволила достичь по ЯНАО максимума добычи — 42,2 млн. т нефти в 2004 г. В настоящее время основные крупные и уникальные месторождения находятся в стадии падаю-

щей добычи, что обусловило ежегодное снижение добычи нефти. Следует подчеркнуть, что большое количество малых и средних по запасам месторождений УВС (около 70 нефтяных и более 30 газовых) еще не введены в разработку. Эти месторождения являются существенным резервом наращивания объемов добычи УВС по региону. Однако освоение новых малых месторождений связано с определенными трудностями: небольшие запасы сырья, сложное геологическое строение, низкая продуктивность скважин предопределяют более высокую капиталоемкость освоения и себестоимость добычи УВС. Отсюда следует, что внедрение инновационных технологий, основанных на реализации систем разработки скважинами с горизонтальным окончанием ствола, а также оценка эффективности таких систем, являются весьма насущными проблемами.

В первом разделе автором выполнен обзор литературных и фондовых материалов по проектированию систем разработки нефтяных и газовых месторождений.

Основы рациональной разработки нефтяных месторождений заложены советскими учеными еще в 50-е годы прошлого века: А.П. Крыловым, Н.М. Николаевским, M.JI. Сургучевым, И.А. Чарным, В.Н. Щелкачевым и др. Внедрение и реализация новых подходов происходили, в основном, на крупнейших месторождениях Урало-Поволжья: Ромашкинском, Туймазинском, Арланс-ком, Бавлинском и других.

В разные годы вопросами повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения конечной неф-те- и газоотдачи пластов, интенсификации добычи занимались такие ученые и исследователи, как З.С. Алиев, Б.Т. Баишев, К.С. Басниев, Ю.Е. Батурин, A.A. Боксерман, Ю.П. Борисов, JI.C. Бриллиант, Г.Г. Вахитов, А.И. Гриценко, Л.Ф. Дементьев,

A.Н. Дмитриевский, В.И. Ермаков, О.М. Ермилов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, М.М. Иванова, А.Э. Конторович, Ю.П. Коротаев, P.M. Кондрат, А.П. Крылов, А.Н. Лапердин,

B.Д. Лысенко, В.Н. Маслов, В.В. Масленников, Р.И. Медведский, И.Т. Мищенко, Е.М. Нанивский, В.М. Ревенко, М.Д. Розенберг,

М.М. Саттаров, С.Г. Сафин, M.JI. Сургучев, P.M. Тер-Саркисов,

A.П. Телков, Ф.А.Требин, В.Н. Щелкачев, H.JI. Шешуков, Н.К. Адам, Дж. Деклауд, Н. Кларк, Ф.Ф. Крейг, М.С. Леверетт, М. Маскет, А.И. Митчелл, JI.A. Рапопорт, Дж.Г. Ричардсон, JI. Слобод, Г.П. Уиллхайт, С.А. Хатчинсон и др.

В период освоения Западной Сибири в 60-е и 70-е годы в проектирование и совершенствование систем разработки, обоснование продуктивности, создание основ моделирования большой вклад внесли тюменские ученые: В.А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Г.Х. Гарифуллин, М.Г. Гарипов, М.Е. Долгих, Е.П. Ефремов,

B.П. Майер, Н.К. Праведников, В.М. Ревенко, А.Г. Телишев, В.А. Туров, А.Н. Янин и многие другие. Результатом стали реализованные проекты разработки крупнейших месторождений Западной Сибири. Все это позволило вовлечь в разработку уникальные и крупные месторождения и выйти в 1987 г. на добычу нефти по России в объеме 570 млн. т.

Для оценки эффективности разработки объектов эксплуатации в практике добычи УВС обычно используется коэффициент извлечения нефти (КИН), характеризующийся отношением объема извлекаемых запасов к геологическим запасам, который определяется по формулам

КИН = QII3D/QrE0JI (1)

или

КИН = Квыт * Кохв, (2)

где Qjwn — извлекаемые запасы нефти, млн. т; QrE0JI — геологические запасы нефти, млн.т.

Коэффициент вытеснения (Квыт) — отношение объема пор, насыщенных подвижной нефтью, к первоначальному объему неф-тенасыщенных пор.

Коэффициент охвата процессом вытеснения (Кохв) — отношение нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения (дренирования) под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасыщенному объему залежи. Кохв есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).

Основные методики расчета Кохв следующие.

1. Геолого-статистический метод (ГСМ,), в котором реальный пласт представляется двумерной областью, составленной из квадратов коллектора и неколлектора со стороной d и долей элементов коллектора в общем объеме пласта Р\ называемой аппроксимаци-онной песчанистостью (А.Н. Юрьев, Ю.Е. Батурин).

2. Геолого-статистический метод (ГСМ2), в котором параметр Р* заменяется эквивалентным Кп, называемый геологической песчанистостью и определяемый по геолого-статистическому разрезу (В.М. Ревенко, JI.C. Бриллиант, P.M. Курамшин).

Данные методики предложены для системы вертикальных скважин. Следует подчеркнуть, что на этапе бурного роста нефте- и газодобычи в Западной Сибири малым залежам, в плане проектирования и управления разработкой с реализацией скважин различного профиля и конструкции, уделялось недостаточное внимание. До сих пор отсутствует методика расчета коэффициента охвата для систем ГС и многоствольных скважин. Данный пробел в подходах к проектированию разработки сложно-построенных залежей восполняет автор в представленном исследовании.

Во втором разделе автором рассматриваются состояние и особенности разработки, характерные для нефтяных месторождений ЯНАО. На месторождениях Ноябрьского района нефтеносные пласты группы БС мегионской и усть-балыкской свит нижнего мела являются основными (базовыми) объектами разработки. Краткая характеристика залежей приведена в таблице 1.

Продуктивные пласты сложены полимиктовыми, песчано-алев-ролитовыми коллекторами с невысокими фильтрационно-емкос-тными свойствами, характеризуются значительной геологической неоднородностью. Глубины залегания пластов — 2297-2905 м. Все залежи пластовые, сводовые зачастую литологически экранированы, имеют значительную долю запасов нефти водонефтя-ной зоны (ВНЗ).

Нефтенасьиценные толщины объектов невелики и изменяются от 2,7 м до 14,2 м, коэффициент пористости — от 18 до 21%,

Таблица 1 — Геолого-физические характеристики основных объектов разработки ЯНАО

№ Месторождение, пласт Нефтенасыщен-ная толщина, м Коэфф. вытеснения, д.ед. Козфф. проницаемости, мкм2 Козфф. песча-нистости, д ед. Коэфф. расчлененности, д.ед Вязкость нефти, мПа'с Доля запасов ВИЗ, д ед.

1 2 Гклраничное, БСц Холмогорское, ЕС, |г 11,3 7,1 0,61 0,73 0,085 0,076 0,66 0,32 6,8 4,4 1,58 1,52 0,40 0,25

3 Мура влен конское, БСц 14,2 0,62 0,054 0,68 4.8 1,20 0,15

4 Карамовское, БСц 4,9 0,61 0,029 0,59 М 1,50 0,50

5 Крайнее, БСц/ 3,5 0,63 0,028 0,57 2,2 1,10 0,20

6 Сутормннское, БС7 7,4 0,63 0,104 0,64 4,4 1,74 0,70

7 Сутормннское, БС9' 2,7 0,62 0,049 0,73 2,9 2,02 0,10

8 Суторминское, БСю1 3,2 0,64 0,025 0,66 5,0 1,29 0,40

У Сутормннское, БСц/ 5,3 0,62 0,075 0,64 3,2 1,36 0,30

10 Вынгаяхинское, БПц1 10,0 0,61 0,028 0,69 5,3 0,60 0,15

11 Вынгапуровское, БВ8 7,5 0,68 0,008 0,23 8,0 0,45 0,10

12 Сугмутское, ПС,' 8,1 0,65 0,047 0,82 5,0 1,10 0,30

13 Спорышевское, БСю" 4,4 0,56 0,059 0,70 5,0 1,50 0,40

14 Западно-Ноябрьское, БС12 8,5 0,65 0,099 0,71 5,3 1,10 0,70

коэффициент нефтенасыщенности — от 0,61 до 0,73 д.ед. В основном коллекторы среднепроницаемые (0,025-0,104 мкм2) и сред-непродуктивные (0,6-9,0 м3/сут МПа).

Термобарические условия типовые для севера Западной Сибири: начальное пластовое давление гидростатическое (24,1-28,1 МПа), давление насыщения существенно ниже начального (5060%), температура пластов — повышенная (74-91°С), нефти ньютоновские, маловязкие (0,45-2,1 мПа с).

Рассматриваемые объекты являются основными для организации добычи как по величине начальных запасов нефти, так и по продуктивности. Они содержат 70% запасов в целом по предприятию ОАО «Ноябрьскнефтегаз», а добыча нефти по ним в пре-

100% 90% 60% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%

50000

. 45000

У 40000

х- 35000

в- 30000 ш

£ 25000 | 20000 Ч 15000 10000 5000

Год

разработки

■о—добыча нефти по ОАО 'Ноябрьскнефтегаз", тыс т

^г—% добычи по основным объектам

о—% добычи по второстепенным объектам_

жние годы превышала 50-90% на протяжении достаточно длительного периода (рисунок 1).

Рисунок 1 — Динамика добычи нефти по ОАО «Ноябрьскнефтегаз»

Основные проектные решения, сложившиеся в период освоения месторождений Западной Сибири в 60-90-е годы прошлого века, можно охарактеризовать следующим образом:

— выделение основных объектов разработки, обеспечивающих максимальную добычу УВС при соблюдении условий рационального использо-вания недр и содержащих более 50% промышленных запасов нефти или газа;

— реализация внутриконтурных рядных систем заводнения (трех-, пятирядная) или площадных с оптимальной плотностью сетки скважин 25-50 га/скв;

— смещение проектных сеток разных объектов, залегающих друг над другом, на половину расстояния между скважинами;

— применение механизированных способов добычи (ЭЦН, ШГН, газлифт);

— разбуривание залежей преимущественно кустовым способом наклонно направленными скважинами по принципу «от известного к неизвестному»;

— широкое применение эффективных ГТМ (обработка приза-бойной зоны, гидроразрыв пласта, форсированный отбор жидко-

сти, переводы на другие пласты, приобщение пластов и др.) и методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В настоящее время основные объекты базовых месторождений перешли в третью или четвертую стадии разработки, характеризующиеся ростом обводненности (70-95%), снижением дебитов нефти (менее 10 т/сут), износом скважинного оборудования, старением объектов инфраструктуры и другими осложнениями.

Максимальные уровни добычи от 5 до 10 млн. т/год достигнуты по четырем объектам: БСП Холмогорского, БСП Пограничного, БСП Муравленковского и БС02 Сугмутского месторождений. Кроме высокой продуктивности (1,6-9,0-10 м3/сут МПа) и дебитов, достигающих 110 т/сут, следует отметить достаточно быстрое (в течение 5-7 лет) разбуривание этих залежей, что позволило добывающему предприятию обеспечить стабильное наращивание объемов добычи нефти на протяжении определенного периода времени.

Для высокопродуктивных объектов, характеризующихся быстрым вводом, темп отбора от начальных извлекаемых запасов может достигать 8-12% (рисунок 2).

Извлекаемые запасы, у.е.

Рисунок 2 — Зависимость максимальной добычи нефти от извлекаемых запасов (а — высокопродуктивные объекты, б — средне-продуктивные, в — низкопродуктивные)

Но поскольку таких объектов уже почти не осталось, необходимо применять инновационные решения (например, скважины различного профиля) на небольших по запасам, но сложных по геологическому строению залежах, что позволит увеличить продуктивность скважин, сократить темпы обводнения и увеличить годовую добычу.

Выполненная оценка потенциально извлекаемых запасов (<30) по характеристикам вытеснения нефти водой свидетельствует, что по 6 объектам их величина равна или превышает утвержденные извлекаемые запасы. Это означает, что сформированные системы разработки достаточно эффективны и позволят достичь утвержденного коэффициента извлечения нефти (КИН). По остальным объектам величина С}0 меньше утвержденных извлекаемых запасов. Основные причины низкой величины (}0 — сокращение действующего фонда, что ведет к более редкой текущей плотности сетки скважин (которая изменяется от 60 до 170 га/ скв.) и к снижению Кохв, а также уменьшению эффективности проводимых ГТМ.

Проведенный анализ свидетельствует о необходимости совершенствования и оптимизации систем разработки, обоснования эффективных ГТМ для достижения утвержденного КИН на проблемных объектах с малыми остаточными запасами.

Как показали исследования по объекту БСП Пограничного месторождения, значительная часть остаточных запасов приурочена к категории слабодренируемых и не вовлеченных в разработку. Такие запасы нефти расположены, как правило, в кровельной части пласта локальных куполов. На рисунке 3 приведен пример результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в скв. 1186.

На начальной стадии заводнения наблюдается отставание продвижения фронта воды по кровельной части разреза, что связано с особенностями геологического строения пласта и действием гравитационных сил. В дальнейшем по мере прокачки воды нефте-насыщенная толщина уменьшается. Полученные результаты под-

тверждают, что заводнение происходит преимущественно по подошве пласта. На это влияет и его значительная толщина, достигающая 20 м. Аналогичные результаты получены по другим скважинам, что подтверждает механизм выработки запасов нефти.

разработки

нефть нефть+фда иода

Глубина ХПС 7480 0

Годы

2840.6

24880 2848 8

2496.0 28568

2504.0 2864 6

Рисунок 3 — Динамика заводнения пласта по данным ПГИ в скв. 1186

Проведенный анализ показывает, что заводнение подошвенной части монолитных пластов, формирование нефтенасыщенных зон в кровельной части пласта (локальных куполах) происходят благодаря влиянию гравитационных сил и проявляются за короткий период, сравнимый с основным периодом разработки месторождения. По этой причине, как правило, на участках между добывающими скважинами в кровельной части пласта всегда остается нефть. В частности, имеются данные, согласно которым даже на высокообводненных участках залежей (обводненность скважин превышает 90%) в зонах сводовой части залежи при расстоянии между скважинами более 250 м остаются незаводнен-ными не менее 50% нефтенасыщенных толщин (рисунок 4), а вот при И 0 следует, что Кохв —> 1.

Результаты исследований методами ПГИ показывают, что остаточные запасы нефти сосредоточены в локальных куполах (кровельной части) зоны стягивания. Прорыв воды происходит по подошвенной части пласта. Чем меньше расчлененность пласта, тем выше вклад гравитационной составляющей и сильнее прорыв тяготеет к подошвенной части пласта.

Расстояние от зпйоя добывающей скважины до транзитной, м

Рисунок 4 — Распределение заводненных толщин между забоями высокообводненных скважин в сводовой части пласта

Таким образом, в результате выработки запасов происходит переформирование исходной залежи в техногенную водонефтя-ную залежь. Разрезающие ряды делят залежь на блоковые элементы, по остаточным запасам сопоставимые с малыми месторождениями. Следовательно, в проблеме освоения малых залежей появляется еще один аспект — эксплуатация участков, характеризующихся ухудшением продуктивных свойств в результате техногенного воздействия.

В последнее время в связи с необходимостью извлечения остаточных запасов нефти и газа залежей, находящихся на поздней стадии разработки, существенно возрастает роль новых технологий интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи пластов: зарезки бокового ствола (ЗБС), зарезки бокового горизонтального ствола (ЗБГС), применение ГРП, одновременно-раздельной добычи (ОРД) и закачки (ОРЗ) и др.

Основной вывод, который можно сделать по результатам проведенного анализа, заключается в том, что следует адаптировать системы разработки к выявленным локальным поднятиям, формировать зоны закачки в районах локальных прогибов, увеличивать отборы и действующий фонд скважин в зонах с максимальной остаточной насыщенностью.

Сделанный вывод подтверждается результатами выполненных ГТМ. Так, в скв. 348 Пограничного месторождения по рекомендации автора реализована зарезка второго ствола с горизонтальным участком 300 м. Входной дебит нефти увеличился в 9 раз и составил 50 т/сут при обводненности — 23%.

Прогнозные расчеты на гидродинамической модели показывают, что реализация предложенных автором новых технических решений и геолого-технических мероприятий способствует эффективному доизвлечению остаточных запасов нефти, что позволит стабилизировать или даже нарастить годовую добычу нефти на месторождении в течение ближайших трех-пяти лет и достичь утвержденную нефтеотдачу.

В третьем разделе автором рассмотрены особенности разработки сложнопостроенных малых залежей нефти и газа; выявлены и обобщены факторы, определяющие эффективность освоения небольших залежей на примере двух нефтяных месторождений: Северо-Пяма-лияхского, введенного в разработку в 1988 г., и Чатылькынского, разрабатываемого с 2008 г. Выбор месторождений не случаен, так как по особенностям геологического строения они близки к другим сложнопостроенным залежам.

На Северо-Пямалияхском месторождении выделено два объекта разработки: пласты БС^1 и БСИ. Они разбурены наклонно направленными скважинами по сетке 500м, смещенными относительно друг друга. Сформи-рованы сетки скважин плотностью 16,5-54,8 га/скв. Ввиду небольших размеров залежей реализовано приконтурное заводнение в циклическом режиме. Все скважины бурились со вскрытием пласта БСИ. На месторождении наиболее выработан объект БСи, так как на него были углублены проектные скважины БС^1. При этом извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину, составляли 40 тыс.т, максимальный темп отбора — 4,6%.

Геолого-статистический анализ имеющихся материалов показал, что величина 00 нефти объекта БСи составляет 1507,4 тыс.т при плотности сетки 17,4 га/скв. <30, рассчитанное по характеристике вытеснения нефти водой, предложенной автором, оценивается в размере 1365 тыс.т, а коэффициент охвата равен 0,839 д. ед. Полученные величины коэффициента охвата и 00 по двум методикам имеют близкие значения, что свидетельствует об адекватности оценок и степени изученности объекта.

Анализируя имеющиеся данные, автор сделал вывод, что остаточные запасы сосредоточены по площади в центральной купольной части залежи, а по разрезу — в кровельной части пласта. Аналогичные выводы сделаны в предыдущем разделе на примере Пограничного месторождения. Было показано, в процессе внутриконтурного заводнения крупного эксплуатационного объекта формируются техногенные водонефтяные зоны, которые мож-

но рассматривать как самостоятельные техногенные залежи с малыми остаточными запасами.

Исследования показали, что потенциальные возможности объектов БСШ и БС11 месторождения возможно реализовать при увеличении действующего фонда скважин и уплотнении сетки вследствие вывода из бездействия законсервированных скважин, рационального использования естественной энергии пласта, организации периодического приконтурного заводнения, перевода скважин на вышележащий объект, бурения скважин с горизонтальным окончанием (ГС), многозабойных (МЗС), ЗБС, ЗБГС и др. Данные мероприятия отражены в проектном документе.

При реализации предложенного варианта разработки коэффициент охвата для объекта БС1(/ составит 0,829 д.ед., для объекта БСП — 0,839 д.ед. КИН может существенно превысить утвержденный 0,280 и достичь 0,40 д.ед.

На Чатылькынском месторождении выявлена одна нефтяная залежь в пласте Ю,", коллекторские свойства и продуктивность которого сходны с пластом БСП Северо-Пямалияхского месторождения. Основные авторские проектные решения, реализованные на месторождении, предусматривают выделение одного эксплуатационного объекта — залежи нефти в пласте разбуривание объекта с применением ГС и двуствольных скважин (рисунок 5), формирование приконтурной системы заводнения.

Рисунок 5 — Профиль двуствольной скв. 4Г

Реализованный фонд скважин — 22 ед., в том числе добывающих — 11 (из них горизонтальных — 5, двуствольных — 5), нагнетательных — 11. Дебит нефти новых скважин — 214,7 т/ сут, удельный отбор нефти на одну добывающую скважину — 236,3 тыс. т.

Данные решения позволили уже на второй год разработки добыть 842 тыс. т нефти, что соответствует темпу отбора от НИЗ 19,0%. Согласно расчетам конечный КИН достигнет величины 0,374 д.ед. Основные условия такой высокой эффективности — комплексный подход к разработке малых залежей, применение системы ГС, формирование избирательного заводнения.

Следует отметить, что быстрый рост добычи предопределяет опасность быстрого обводнения скважин, снижение добычи нефти и необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи.

Более половины открытых нефтяных месторождений ЯНАО являются малыми, извлекаемые запасы нефти которых в сумме составляют более 250 млн.т. При этом большая часть месторождений расположена в хорошо обустроенных районах и может быть быстро и эффективно введена в разработку с минимальными затратами. Ввод в разработку малых нефтяных месторождений при темпе отбора 10-20% от начальных извлекаемых запасов может обеспечить прирост добычи нефти 20-30 млн. т в год или 25-30% суммарной добычи по ЯНАО.

Месторождения, как правило, характеризуются значительной неоднородностью коллекторских свойств, наличием обширных во-донефтяных зон, небольшими толщинами и пр., что предопределяет необходимость реализации новых подходов к проектированию, в частности использование различных скважин.

Однако анализ известных методик показал, что для систем ГС традиционный расчет плотности сетки скважин и коэффициента охвата не применим. Поэтому на практике обычно используется эмпирическое предположение: одна ГС равна двум вертикальным скважинам.

Плотность сетки скважин определяется по формуле

8=Б_/МВС. (3)

Автором впервые введено определение плотности сетки горизонтальных скважин (для нефтяных и газовых терригенных пластов малой толщины), которую можно определить по формуле

БУ=8залежи/(Мвс+а(Ъ) Мгс), (4)

где — плотность сетки ГС, м2/скв.; 8залежи — площадь залежи, м2; Ывс, ]ЧГС — количество вертикальных и ГС; а(Ь) — функция, учитывающая влияние длины ГС на плотность сетки скважин, есть отношение области дренирования ГС к области дренирования вертикальной скважины

а(ЬН п-Б^+2-Ь-БдЬ/( тг ^.-к) - 1+5т(а)-2/тгЬ/Кк, (5) где а — зенитный угол ГС, рад; — радиус дренирования скважины, м; Ь — длина горизонтального ствола скважины, м. В частном случае при а = 0 вычисляется обычная плотность сетки вертикальных скважин.

В.Д. Лысенко предлагает принять параметр а = 2 при длине скважины 400 м. Близкое значение предлагали В.В. Литвин, И.С. Закиров, И.В. Владимиров (а = 1,94) без учета длины ГС. В частном случае, приняв Ик = 318,3 м для сетки скважин 500x500 м из формулы (4) получается аналогичный результат. При Ъ, равном 1000 м, функция а(Ь) имеет значение 3.

На примере Чатылькинского месторождения можно рассчитать Кохв и КИН для системы ГС. Геологические запасы составляют 13,1 млн.т, Квыт равен 0,499. Сначала рассмотрим базовый 1-й вариант для треугольной сетки скважин 500 м с бурением вертикальных скважин (таблица 2). При этом плотность сетки составляет 21,8 га/скв, Кохв = 0,85 д.ед., КИН=0,424 д.ед. Извлекаемые запасы на одну скважину равны 79,4 тыс.т.

Вариант 2 соответствует реализованному на месторождении и имеет следующие показатели: Б = 36,4 га/скв, Кохв = 0,796, КИН = 0,397 д.ед., извлекаемые запасы на 1 скважину — 236,3 тыс.т.

Можно ли улучшить данный вариант? Рассмотрим варианты, если бы длина ствола была меньше (вариант 3: Ь=100 м) или

больше фактического (вар. 4: Ь=1000 м). Согласно полученным расчётам длина ствола влияет на охват пласта, так как по варианту 3 коэффициент охвата снизился на 0,042 д.ед., КИН — на 0,022 д.ед., а вот по варианту 4 прирост коэффициента охвата составил +0,034 д.ед., КИН — (+)0,017 д.ед. по сравнению с реализованным вариантом. Следовательно, увеличение длины ствола ведёт к увеличению КИН и дебита ГС (таблица 2).

Таблица 2 — Расчет коэффициента охвата по вариантам разработки

№ варианта Фонд скважин Количество ГС Количество двуствольных Ъ, м 8, га/скв Кохп, д.ед. КИН, д.ед Отв» у.е. (Лви на 1 СКВ, у.е.

1 70 0 0 0 21,8 0,850 0,424 5556 79,4

2 22 5 5 500 36,4 0,796 0,397 5199 236,3

3 и 5 5 100 50,9 0,752 0,375 4912 223,3

4 22 5 5 1000 26,8 0,830 0,414 5424 246,5

Кроме этого, при увеличении длины ствола прирост дебита сокращается из-за интерференции скважин, а также потерь давления на трение при движении флюида. Техническим критерием ограничения дебита является производительность насоса (до 2000 м3/сут), а экономическим — максимальный накопленный дисконтированный поток наличности (ЫРУ).

Анализ показывает, что некоторые принципы проектирования малых залежей сохраняются: выделение объектов разработки, разбуривание залежей от известного к неизвестному и др. Однако на сложнопостроенных месторождениях определяющее значение имеет профиль скважин и рекомендуемые ГТМ: ГС, МЗС, проведение ГРП, ГРП в ГС, избирательное заводнение и др., что позволяет увеличить плотность сетки, коэффициент охвата и в конечном итоге — КИН.

Проведенное сопоставление принципов разработки крупных и малых залежей позволило выявить и сформулировать основные факторы и подходы, которые необходимо положить в основу проектирования сложнопостроенных: нестандартные на-

учно-технические и технологические решения, избирательная и приконтурная системы заводнения, схемы размещения с бурением ГС и МЗС, обоснование режимов одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД, ОРЗ), реализация ГРП и другие (таблица 3).

Таблица 3 — Принципы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений

Крупные (извлекаемые запасы 30-300 млн. т) Малые (извлекаемые запасы менее 10 млн. т)

Системы заводнения

Рядные - высокопродуктивные объекты Площадные - низкопродуктивные объекты Компенсация>100% Законтурная, приконтурная, избирательная, система скважин сложной архитектуры с участием естественного режима, компенсацля< 100%

Объекты разработки

Основные, возвратные, разукрупнен™ I +обобщенный объект

Доразведка

За счет бурения разведочных скважин В процессе бурения разведочных или добывающих скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой

Темпы отбора

Обычно 3-4%, реже 8-12% для высокопродуктивных объектов с быстрым разбуриванисм 4-8% при разбурнвании наклонно-направленными скважинами 8-20% при реализации ГС. МЗС и по

гтм

ОПЗ, ГРП, ОРЭ, V1YH (РИР, закачка В УС, ГОС ВГВ ГВ и др ) ОПЗ, ГРП, ОРЭ, МУН (РИР, закачка ВУС. ГОС и ли )

Оценка дебита жидкости

Формула Дюпюи Формулы Джоши. Борисова и да

Период разбуривання

5-10 лет и более 1-3 года

Технология разбуриваннп

Кустовое бурение (до 10 скважин) Отход менее 1000м Укрупненные кусты (до 50 скважин) Огход до 3000м

Извлекаемые запасы на 1 скважину

Более 25 тыс.т | 50^100 тыст

Фонд скважин

Более 500 скважин | 30-100

Способы добычи

Механизированный | Механизированный. ОРЭ

Сетка скважин

Я = Бталсжи/Р^-к, - равномерная, смещение проектных сеток объектов на % расстояния. Уплотнение сетки скважин - неравномерная, плотность сетки ГС. Скважины различного профиля бурения

Расчет К0хв по ГСМ, Расчет Кохв по ГСМ2

Освоение небольших газовых и газоконденсатных залежей в условиях Западной Сибири имеет свои особенности. Здесь на первый план выдвигается социальная составляющая: 1) подача газа ближайшим местным потребителям (например, в поселки Тазовского и Ямальского районов); 2) использование газа для технологических нужд компрессорных станций; 3) объединение месторож-дений в группу для промышленной добычи газа. Данные направления имеют определенные преимущества по сравнению с освоением крупных и уникальных месторождений, как правило, удаленных от потребителя на сотни и тысячи километров.

Анализ аспектов проблемы освоения малых газовых месторождений позволяет сформулировать основные принципы, которые должны быть положены в основу методов проектирования:

— строительство всех объектов добычи и обустройства промыслов должно быть закончено до начала ввода месторождения в разработку и рассчитано на длительную и стабильную работу с постоянным годовым отбором 1-2% от начальных запасов и резервом для обеспечения пиковых поставок газа;

— создание методов комплексного проектирования разработки и обустройства небольших месторождений с использованием минимального ряда блочно-комплексного оборудования и технологических комплексов;

— темпы разработки (годовые отборы) определяются на основе технико-экономических расчетов и условий поставок газа потребителю, при этом за период постоянного отбора (20-40 лет) с одиночного месторождения или группы близко расположенных месторождений должно быть отобрано не менее 50% от начальных запасов газа;

— рабочие дебиты скважин должны обеспечивать стабильные уровни добычи до конца периода постоянных отборов при оптимальных технологических режимах работы скважины;

_ из-за низких дебитов целесообразно применять скважины

малого диаметра;

— запасы газа, характеристики проектных скважин и других элементов промыслов уточняются по мере накопления информации;

— в отличие от традиционного стадийного проектирования разработки для мелких залежей сразу составляется технологическая схема разработки с соответствующим резервом на неопределенность информации (таблица 4).

Таблица 4 — Основные принципы освоения сложнопостроенных газовых залежей

Крупные (30-500 млрд. м^ Малые (менее 10 млрд. м3)

Системы разработки

Естественны!! режим (газовым или упруговодонапорный!

Направления поставок- таза

Удаленный потребитель | Местный потребитель, внутренние нужды

Доразведкга

За счет бурения разведочных скважин В процессе бурення разведочных или добывающих скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой

Способы добычи

Фонтанный Фонтанный

Темпы отбора

Обычно 3-6%, период постоянной добычи 5-1 5 лет Рекомендуется 1-2%, период постоянной добычи 20-40 лет

гтм

ОПЗ, ГРП, РИР ОПЗ, ГРП, РИР

Период разбурнвания

5-10 лет и более 1-3 года

Технология разбурнвания

Кустовое бурение (по 3-20 скважин) Отход менее 1000м Укрупненные кусты (3-8 скважин) Отход до 3000м

вертикальные, наклонно направленные (ННС) Диаметр экспл.колонны: 168, 219 и выше Бурение ННС, пологих стволов, ГС, МЗС, БС, ЗБГС, т.е. система ГС. Диаметр экспл.колонны: 114. 127 146

Извлекаемые запасы на одну скважину

~ 1 -¡-4 млрд. м"* | ~ 1 млрд. м'

Фонд скважин

30-500 скважин | <10 20 скважин

Расстояние между забоями скважин

1500-3000 м | 500 - 2000 м

В четвертом разделе автор рассматривает условия и необходимость применения методов и технологий повышения эффективности эксплуатации месторождений, имеющих сложное геологическое строение.

Введено определение «обобщенный (разукрупненный) объект». Это группа пластов, вскрытых одной сеткой скважин такими технологиями, которые позволяют вести инструментальный учет и контроль добычи УВС из каждого пласта. В частности, такими технологиями могут быть ОРЗ и ОРД, бурение многоствольных скважин с прохождением стволов в разных пластах, зарезка боковых стволов и др. Рассмотрим основные направления совершенствования технологических решений.

Практика бурения и эксплуатации боковых стволов старых скважин свидетельствует об их большей технико-экономической эффективности по сравнению с бурением новых скважин за счёт меньшей стоимости одного метра проходки, использования существующей системы сбора, коммуникаций на промысле, экологических ограничений.

На месторождениях Ноябрьского района при бурении боковых стволов начиная с 2000 г. получены положительные результаты. Входные дебиты жидкости после реализации данного мероприятия увеличиваются до 600 т/сут, составляя в среднем 206 т/сут. Дебиты нефти скважин, эксплуатирующихся с боковыми горизонтальными стволами, в 2,1-4,2 раза выше дебитов обычных наклонно направленных. Учитывая, что обводнённость скважин с боковыми горизонтальными стволами существенно ниже, можно говорить о вовлечении в разработку ранее не дренируемых запасов и увеличении КИН.

Приобретает актуальность реализация систем разработки с го-ризон-тальными скважинами (ГС) и полого направленными скважинами. К примеру, основная площадь объекта ВС92 Сугмутского месторождения разрабатывается с применением ГС по одно-, двухрядной системам, а также одиночными ГС. Всего пробурено 47 скважин с длинами горизонтальных участков от 300 до 1400 м и входными дебитами от 200 до 1200 т/сут.

Сравнительный анализ добычи нефти из ГС и окружающих вертикальных скважин показал следующее:

— дебиты горизонтальных скважин в среднем в 4,0 раза выше дебитов вертикальных;

— накопленный отбор нефти за время эксплуатации ГС составил 21,04 млн.т или 447,7 тыс.т на одну ГС, в то же время накопленный отбор нефти из 540 вертикальных скважин — 40,06 млн.т или 74,2 тыс.т на одну скважину, что в 6 раз меньше.

Вышеуказанные технологии имеют существенную инвестиционную привлекательность по полученным параметрам и могут быть рекомендованы для реализации не только на крупных, но и малых месторождениях У ВС.

В пятом разделе приводятся методики, методические рекомендации, созданные математические модели, разработанные при участии автора и направленные на совершенствование методов проектирования разработки сложнопостроенных залежей.

Основными задачами геолого-промыслового анализа разрабатываемого нефтяного или газового месторождения являются: оценка эффективности реализованной системы разработки; рекомендации по совершенствованию существующей системы заводнения; контроль и регулирование процесса разработки месторождения.

Для новых месторождений, имеющих низкую степень изученности и сложное геологическое строение, существенное значение имеет оценка перспектив его освоения. Автором разработана методика технологической оценки очередности ввода в разработку месторождений на основе комплексного подхода с учетом его геолого-физической характеристики пластов (рисунок 6).

При этом учитываются следующие условия:

— географическое и административное положение района работ;

— наличие и степень развития инфраструктуры в рассматриваемом районе;

— объемы запасов углеводородного сырья;

— классификация месторождений по фазовому состоянию флюидов (нефтяное, газовое, газоконденсатное);

— степень разведанности продуктивных пластов;

— степень разбуренности запасов;

— количество пластов (однопластовое или многопластовое месторождение);

— геолого-промысловые характеристики основных продуктивных пластов;

_ качество запасов (коллекторы высоко- или низкопродуктивные, входной дебит жидкости, свободного газа, входная обводненность, газовый фактор и др.)

Положительные (благоприятные) и отрицательные (неблагоприятные, осложняющие или негативные) факторы, определяю-

Начало

_ I __

Геологические запасы нефти Извлекаемые запасы нефти Количество шастов

Геолого-бнзическая характеристика

1. оптимизация тех.режимов

2. интенсификация добычи

3. вовлечение недренируемых запасов

4. ПГИ

5. консервация скважин

6. ликвидация скважин _

т

1 .базовый вариант (25 га/скв.)

2. ГС-100м

3. ГС-500м

4. ГС-1000м К0ХВ

5. МЗС и другие |

}

Выбор оптимального варианта по критериям: КИН > утвержденного значения;

КРУ тах. _

I

останов ^

Рисунок 6 — Алгоритм методики технологической оценки ввода в разработку месторождения (объекта)

щие особенности разработки залежей и влияющие на эффективность проектных решений, приведены в таблице 5.

Таблица 5 — Основные факторы, определяющие особенности процесса разработки сложнопостроенных месторождений УВС

Благоприятные Неблагоприятные

Термобарические условия типичные: пластовое давление (РШ1) - гидроста-тическое,Т1Ш - 0,03*1. (температурный градиент равен 0,03 град.С/м) Термобарические условия нетипичные: Р,и, - аномально высокое (АВПД) или аномально низкое (АНТТД); Тш, - выше 100 "С или ниже 30 "С

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) высокие: - Кпорболее 0,15 д ед.; - Кп,,™ более 0,02 мкм2; - К^ более 0,6 д.ед.; - Кщч,, более 5 м3/сут/\-1Па ФЕС низкие: - Кпор менее 0,10 д.ед.; - К^н™ менее 0,01 мкм2; - Кпос, менее 0,3 д.ед.; - К™,,, менее 1 м3/сут/МПа

Для нефтяной залежи

Доля ЧНЗ болыпс75% (доля ВНЗ меньше 25%) Доля ЧНЗ меньше 50%, имеется ВНЗ более 50%

Свойства нефти ньютоновские (нефть маловязкая, легкая или средней плотности) Минимум парафина (менее 2%) Свойства нефт и неньютоновекпе (высоковязкая, тяжелая нефть) Наличие парафина больше 6%

Газовый фактор: - низкий (менее 50 м'/т); - повышенный (более 90 м'/т), - давление насыщения ниже начальною пластового давления (менее 0,85*Рнач) Газовый фактор: - очень высокий (более 300 м'/т); - давление насыщения равно или близко начальному пласговому давлению

Для газовой и газоконденсатнон залежей

Пластовый газ сухой, плотность газа по воздуху менее 1,0; кондеисатный фактор менее 50 г/м3 Пластовый газ жирный; плотность газа по воздуху более 1,0; кондеисатный фактор более 50 г/м3

Эффективность разработки месторождения в первую очередь зависит от геолого-физической характеристики продуктивных пластов. Все критерии разделены на группы: характеристика залежи, коллекторские свойства пластов, физико-химические свойства флюидов. При этом определяющими являются: тип, размер и форма нефтяной или газовой залежи, степень геологической неоднородности продуктивного объекта, запасы нефти и газа, подвижность насыщающего пласт флюида, фильтрационно-емко-стные свойства коллекторов.

Предложенный комплексный подход позволяет оперативно дать экспертную оценку перспектив ввода месторождений в разработку.

На основе анализа геологических, технико-технологических параметров эксплуатационных объектов при участии автора разработаны научно-методические рекомендации по обоснованию ГТМ.

В качестве основных критериев выбора скважин для проведения ГТМ принимаются следующие:

— наличие остаточной нефте- и газонасыщенной толщины более 3 м;

— наличие неперфорированных интервалов продуктивного пласта;

— расстояние от перспективного участка до добывающих скважин более 500 м;

— высокий коэффициент песчанистости (более 0,4 д.ед);

— высокая потенциальная продуктивность перспективного разреза;

— извлекаемые запасы УВС более 10 тыс.т на метр нефтена-сыщенной толщины.

Все известные скважинные ГТМ ранжируются по видам, эффективности и необходимости воздействия по следующей схеме: оптимизация технологических режимов — методы интенсификации добычи — вовлечение недренируемых запасов — ПГИ — консервация скважин — ликвидация скважин.

Для каждого мероприятия определяется его эффективность по приросту дебита нефти. При условии бурения горизонтальных или многозабойных скважин рассчитываются прирост Кохв и КИН. Последовательная реализация на промысле предложенных мероприятий по оптимизации и интенсификации добычи, развитию системы заводнения влечет за собой повышение рентабельности добычи УВС. Схема алгоритма обоснования эффективных ГТМ приведена на рисунке 7.

В качестве примера можно привести Ермаковское месторождение. В период 1993-2000 гг. на месторождении выполнялась ежегодная программа, подготовленная при непосредственном уча-

Рисунок 7 — Алгоритм выбора ГТМ для добывающих скважин

(У1={Р,ай>Рп(|с; нд„„<500м}; У2={нефте/газонасыщенные интервалы по ПГИ}; У3={имеются неперфорированные интервалы}; У4={имеются неперфорированные пласты}; У5={извлекаемые запасы отобраны, £ = 100%}; У6={Рпл < 0,85*Рцас}; У7={имеют геологические, технические или другие причины для ликвидации}; У8={ликвидирована}. ФОЖ — форсированный отбор жидкости, í — обводненность, РИР — ремонтно-изоляционные работы)

стии автора, реализация которой позволила не только остановить снижение добычи нефти, но и стабилизировать ее на уровне

Одним из важных факторов, который необходимо учитывать при проектировании разработки и планировании ГТМ является гравитационное расслоение воды и нефти, которое может проявляться в течение короткого времени разработки залежи. Это известное явление сыграло решающую роль в формировании залежей нефти за геологический период времени.

Автором предложена квазидвумерная гидродинамическая модель, учитывающая гравитационное разделение флюидов и перетоки жидкости между пропластками.

Интенсивность заводнения пласта по разрезу не всегда соответствует интервалам максимальной проницаемости пласта. Хотя проницаемость кровли и подошвы пласта понижена, скорость движения воды в подошвенной части может оказаться в разы выше. При этом вырабатываются в основном подошвенная и средняя части пласта, а кровельная часть межскважинного пространства остается не-выработанной. Отмеченные факты позволяют сформулировать принципиальные подходы к выработке остаточных запасов нефти с учетом влияния гравитационных сил.

Учитывая выражение для вертикального перетока жидкости, автор предлагает систему дифференциальных уравнений, которая описывает квазидвухмерную модель слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов

/> ■ к. ■ к ■ Ар, (г) сЬс

--• , - 0.., = ь • А,■ т, ■ • (6)

о.

п _S- к,: • А у ■ eos а _

i , i -1,« т

где Ъ — ширина элемента пласта, м; Л. — нефтенасыщенная толщина i-ro пропластка, м; k. — коэфф. проницаемости i-ro пропласт-ка, мкм2; т. — коэфф. пористости i-ro пропластка, д. ед; х. — граница раздела вода-нефть в i-ом пропластке, м; SHH — коэфф. нефтенасыщенности, д. ед; рк — давление на контуре залежи, МПа; рс — давление на забое добывающей скважины, МПа; V-.' V-- вязкость воды и нефти, Па-с; t — время, с; i — номер пропластка, S = Ь-|х+г-д:.|- площадь фильтрации.

Краевые условия для поставленной задачи: д;.(0)=0; Qz0=Q =0.

В формулу (6) не входит перепад давления между пропластка-ми. Его аналогом является разность удельных весов фильтрующихся фаз — Ау, размерность равна [Ay]=[g • Ар] =(м/с2)- (кг/м3) = 106 МПа/м. Следует отметить, что градиент давления в законе Дарси имеет такую же размерность (МПа/м).

Выбор параметра е = Кг/Кх (анизотропия пласта) позволяет учесть такой фактор, как сила тяжести, что делает модель более гибкой и достоверной.

Рассмотрим отношение скоростей vz/vxh, подставив переменную х, равную L/2, получим

V;

К у. " ¿Г (//„+//„)•£ А у

Уу 2-(//„+/,„) КАР1 А/>,/£'

При е, равном 0,2 д.ед. и Ду= 9,81-(1000-850) = 1,471-Ю3 (МПа/м), градиенты давления вблизи забоя скважины равны (0,1+0,5) МПа/м, а в межскважинной зоне — (0,1н-1,0)-10 3 МПа/м.

Получается, что отношение вблизи забоя скважины изме-

няется от 0,5 до 4 ед., а в межскважинной зоне — от 400 до 4000 ед., т.е. в межскважинном пространстве величина гравитационных сил существенно превышает гидродинамические силы и требует строгого учета. Чем больше разность плотностей нефти и воды и меньше градиент давления, тем большую роль играет процесс всплытия нефти.

Результаты расчета по предложенной модели можно показать на примере участка пласта БСП Муравленковского месторождения. Алгоритм расчета продвижения фронта вытеснения на рассматриваемом участке следующий: по площади на объекте выделяются локальные купола и впадины; определяются участки с максимальными остаточными запасами нефти и строится карта текущей плотности запасов по характеристикам вытеснения.

По разрезу скважин строится геолого-статистический разрез (ГСР) участка, слои модели сопоставляются с пропластка-ми в скважинах. Затем моделируется процесс вытеснения нефти водой с учетом гравитационного разделения флюидов.

Результаты моделирования по расчетному участку на различных моделях показывают следующее: модель слоистого пласта имеет самый продолжительный безводный период, а затем происходит резкое обводнение скважин (рисунок 9). Для модели вертикального равновесия характерен быстрый прорыв воды по подошве пласта. В слоистой модели с учетом гравитационного разделения с высокой точностью восстанавливается история разработки путем варьирования значений начального положения фронта воды в пропластках и подбора величины коэффициента анизотропии пласта (в данном примере £ составляет 0,033 д.ед.)

Изложенный модельный подход позволил предложить способ разработки нефтяной залежи (патент РФ № 2225941). Суть его состоит в подтягивании воды из подошвы пласта таким образом, чтобы вода вытесняла нефть в вертикальном направлении.

-фактические иокашелл, —модель слоистого пласт, -модель гравитационного разделения флюидов; -слоистая модель с учетом гравитационного разделения

2.5

Отбор ЖИДКОСТИ

«т нштеклемьи та пасов, д.ед.

Рисунок 9 — Характеристики вытеснения рассматриваемого участка Муравленковского месторождения

На первом этапе при размещении забоя добывающей скважины в зоне локальной впадины производят ее перфорацию в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия — во всем интервале толщины продуктивного пласта (рисунок 10).

Рисунок 10 — Способ разработки нефтяного пласта:

1 — перфорация пласта, 2 — дополнительная перфорация, 3 — изоляция пласта

На втором этапе перфорируют кровельную часть продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности более 50%. При этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, изолируют подошвенную часть

продуктивного пласта.

Одно из направлений, имеющее практическое значение при анализе выработки запасов — оценка Q0 по характеристикам

вытеснения нефти водой.

В «Методическом руководстве по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» (РД 153-39.1-004-96) приведены наиболее распространенные характеристики вытеснения.

Характеристики вытеснения базируются на фактических данных разработки залежей, интегрально учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности системы разработки и плотность сетки скважин. Основное условие применения указанных характеристик — обводненность продукции более 30%.

Автор предлагает новую характеристику вытеснения (кривая обводнения) — параметрическую зависимость МБА (Мулявин С.Ф., Бяков A.B., Андреев В.А.)

Го^ОнТ и»; (9)

1 Qo J 1-ßf» ,

или в виде зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости

Qac = Qh + Qo[(b-1)/(l -а)[1 -(1 -Qh/Qo)]]'"3, (10)

где Q„, Q.K— накопленная добыча соответственно нефти, жидкости; М, а, ß, а = d/(l-d), b — коэффициенты уравнения, определяемые в результате статистической обработки фактических данных;

Qo_потенциально извлекаемые запасы нефти; f — обводненность

продукции, д.ед.; fH = 1-f — доля нефти в потоке, д. ед.

Предложенный способ позволяет оценить потенциально извлекаемые запасы нефти с минимальной погрешностью. Из зависимости (9) в частном случае при Р=1 можно получить обобщённую зависимость С.Н. Назарова - Н.В. Сипачёва, при р=0 — зависимость Р.И. Медведского. На основе характеристик вытеснения также можно определить коэффициент охвата процессом вытеснения по формуле

К = О ¡0 -К П11

охв / х-'геол выт Ч-1--1-^

В шестом разделе приведены результаты внедрения рекомендуемых автором подходов в практику проектирования разработки нефтяных и газовых залежей на примере некоторых месторождений.

Принципы разработки сложнопостроенных по запасам нефти и газа месторождений с применением системы скважин различного профиля предусматривают нестандартные научно-технические и технологические решения, а именно: избирательную систему заводнения, нерегулярную схему размещения скважин, бурение ГС и МЗС, обоснование режимов ОРД и ОРЗ, реалиизацию ГРП и др., что позволяет увеличить коэффициент охвата вытеснением и в конечном итоге повысить КИН или коэффициент извлечения газа.

Данные подходы в различных вариантах были предложены автором на ряде месторождений: Пограничном, Северо-Янг-тинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях ЯНАО, Высоковском нефтегазовом месторождении Пермского края, Марковском нефтегазоконденсатном месторождении Иркутской области, Хвойном нефтяном месторождении Томской области и др.

Инновационные решения позволили повысить или стабилизировать добычу нефти или газа и сделать проекты экономически более эффективными и привлекательными. Так, на Пограничном месторождении реализованы две ЗБС. При вводе скважин в эксплуатацию входной дебит нефти составил 50 т/сут, что выше текущего дебита нефти в несколько раз. На Чатыль-

кинском и Северо-Янгтинском месторождениях реализовано бурение горизонтальных и двуствольных скважин с входными дебитами нефти более 500 т/сут; Хвойное месторождение эффективно разрабатывается с проведением ГРП на всех скважинах.

Данные проектные документы выполнены под руководством автора либо при его непосредственном участии. Все работы прошли экспертизу, утверждены ЦКР Роснедра и реализованы в практике добычи нефти и газа. Технико-экономическая эффективность от внедрения авторских инноваций составила более 500 млн. руб.

В заключении сформулированы основные рекомендации и выводы, по результатам проведенных исследований.

1. На основе анализа состояния ресурсной базы малых месторождений со сложным геологическим строением показано, что они являются резервом увеличения добычи нефти и газа. Ввод их в эксплуатацию позволит добывать ежегодно до 30 млн.т нефти и 10 млрд.м3 газа только на территории ЯНАО.

2. Крупные залежи на заключительной стадии разработки в процессе заводнения переформировываются в техногенные водо-нефтяные зоны, которые рассматриваются как самостоятельные сложнопостроенные техногенные залежи. Остаточные запасы нефти таких залежей по величине — малые, концентрируются по площади в районе локальных куполов, а по разрезу — в кровельной части пласта. В результате чего к ним можно применять подходы, учитывающие специфику малых залежей.

3. Обоснованы новые понятия: плотность сетки горизонтальных скважин, обобщенный (разукрупненный) объект разработки. Введение этих понятий позволяет существенно повысить достоверность проектных решений и эффективность управления разработкой месторождений со сложным геологическим строением.

4. Предложен комплексный подход к проектированию разработки сложнопостроенных месторождений, который включает

использование методик и способов, разработанных с участием автора:

— методика расчета коэффициент охвата вытеснением для систем ГС;

— методика технологической оценки эффективности освоения новых месторождений, позволяющая при дефиците информации оценить потенциальные возможности залежи на обозримую перспективу;

— способ расчета потенциально извлекаемых запасов нефти по новой многопараметрической характеристике вытеснения нефти водой;

— методические рекомендации по формированию программы ГТМ при разработке месторождений нефти и газа сложного строения, позволяющие обосновать оптимальные темпы отбора, оценить потенциально извлекаемые запасы УВС, ранжировать мероприятия по степени их эффективности.

5. Предложен способ разработки нефтяных залежей, учитывающий гравитационные эффекты в гидродинамической системе «нефть-вода» и структурные особенности залежей (патент РФ № 2225941).

6. Предложены новые решения и уточнены технологические показатели в проектных документах на разработку месторождений УВС, которые позволяют оптимизировать количество скважин, их конструкцию и входные дебиты нефти или газа, увеличить коэффициент охвата воздействием, повысить уровни добычи. Эти решения реализованы на месторождениях ЯНАО, ХМАО, Томской и Иркутской областей, Пермского и Красноярского краев и других регионов и предусматривают увеличение КИН на 35 абсолютных процента.

7. Автором издано учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений», которое используется в учебном процессе по направлению подготовки магистров «Нефтегазовое дело» в ТюмГНГУ.

Основные результаты работ отражены в следующих публикациях:

а) монографии

1. Курамшин P.M. Уточнение геологической модели и анализ выработки запасов нефти Пограничного месторождения: Монография / P.M. Курамшин, С.Ф. Мулявин, В.П. Нефедова и др. — Тюмень: ООО «Опци-он-ТМ Холдинг», 2001. — 200 с.

2. Мулявин С.Ф. Научно-методическое обоснование разработки малых залежей нефти и газа/ С.Ф. Мулявин, А.Н. Лапердин, A.B. Бяков и др. — Тюмень: Издательство «Недра», 2012. — 300 с.

б) статьи в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК

3. Мулявин С.Ф. Методы расчёта относительных фазовых проницаемос-тей и их применение при проектировании разработки Суторминского месторождения / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков // Известия вузов. Нефть и газ. — Тюмень: 1997. — № 6. — С. 90-91.

4. Мулявин С.Ф. Опыт применения метода характеристик и его обобщение / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков // Известия вузов. Нефть и газ. —

Тюмень: 1997. — № 6. — С. 77-78.

5. Бяков A.B. Проблемы моделирования и оценка структуры остаточных запасов нефти на примере Суторминского месторождения / A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин, В.П. Нефёдова // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, ТюмГНГУ. — 1997. — № 6. — С. 78-79.

6. Блох A.C. Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / A.C. Блох, А.Т. Кондратюк, С.Ф. Мулявин и др. // Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 12. — С. 33-35.

7. Курамшин P.M. Методика, идентификация параметров и проблемы создания постоянно действующих адресных геолого-технологических моделей / P.M. Курамшин, В.И. Леонов, С.Ф. Мулявин и др. // Нефтяное хозяйство. — 1998. — № 5. — С. 51-58.

8. Мулявин С.Ф. Обобщение зависимостей, применяемых для оценки эффективности МПН, ГТМ / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков, И.В. Чебал-дина // Нефтепромысловое дело. — 1998. — № 11-12. — С. 11-12.

9. Мулявин С.Ф. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту / С.Ф. Мулявин, р.И. Медведский // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень. — 1999. — № 3. — С. 33-37.

10. Курамшин P.M. Методические рекомендации по составлению программы ГТМ / P.M. Курамшин, С.Ф. Мулявин, P.C. Юмачиков и др. // Бурение и нефть. — 2004. — № 9. — С. 8-11.

11. Юдаков А.Н. Результаты бурения вторых стволов на месторождениях ОАО Сибнефть-ННГ / А.Н. Юдаков, В.Ю. Савенков, С.Ф. Мулявин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — № 5. — С. 2-10.

12. Юдаков А.Н. Технология выработки остаточных запасов нефти Пограничного нефтяного месторождения / А.Н. Юдаков, В.В. Жидков, С.Ф. Мулявин // Бурение и нефть. — 2007. — № 10. — С. 8-10.

13. Сорокин A.B. Аналитическая методика раздела продукции по совместным скважинам / A.B. Сорокин, О.В. Войтов, С.Ф. Мулявин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2008. — № 5. — С. 43-47.

14. Семенов В.Н. Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения / В.Н. Семенов, И.П. Пуртова, С.Ф. Мулявин и др. // Бурение и нефть. — 2008. — № 8. — С. 30-33.

15. Мулявин С.Ф. Промыслово-геологические особенности Мессояхско-го газогидратного месторождения. Гипотезы и факты / С.Ф. Мулявин, И.В. Крохалев, А.Н. Лапердин и др. // Бурение и нефть. — 2008. — № 7-8. — С. 23-27.

16. Лапердин А.Н. Проблемы доразработки Мессояхского газового месторождения и пути их решения / А.Н. Лапердин, С.Ф. Мулявин, А.Н. Марченко // Науч. техн. журнал «Наука и техника в газовой промышленности». — 2008. — № 4. — С. 80-86.

17. Юдаков А.Н. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки на ЮЛТ Приобского месторождения /А.Н. Юдаков, И.Б. Дубив, С.Ф. Мулявин // Бурение и нефть. — 2009. — № 5. — С. 36-39.

18. Лапердин А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / А.Н. Лапердин, С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 6. — С. 4-14.

19. Лапердин А.Н. Особенности выработки запасов нефти крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / А.Н. Лапердин, С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 7. — С. 6-12.

20. Мулявин С.Ф. Методика расчета коэффициента охвата для систем разработки с горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. — 2012. — № 5. — С. 27-31.

в) патенты на изобретения

21. Пат. 2167276 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения. С.Ф. Мулявин, P.M. Курамшин, В.И. Леонов, A.B. Бяков (Россия). № 2000111223/03. Заявлено 15.05.2000; опубл. 20.05.2001; бюл. № 14. С.14.

22. Пат. 2225941 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. С.Ф. Мулявин, Р.И. Медведский, В.И. Леонов, A.B. Бяков (Россия). № 2002123265/03. Заявлено 29.08.2002; опубл. 20.03.2004; бюл. № 8. С.12.

г) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций

23. Мулявин С.Ф. Учет гравитационных сил в профильной задаче / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «Сиб-НИИНП». — 1995. — С. 25-27.

24. Мулявин С.Ф. Учет гравитационных сил в радиальной задаче / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «Сиб-НИИНП». — 1996. — С. 57-59.

25. Бяков A.B. Алгоритм оценки величины остаточных запасов нефти на примере пласта БС102 Суторминского месторождения / A.B. Бяков, В.П. Нефёдова, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 19982005 гг.» (Материалы конференции, г. Ноябрьск). — М.: ВНИИОЭНГ.

— 1998. — С. 300-308.

26. Кондратюк А.Т. Пути стабилизации и наращивания добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / А.Т. Кондратюк, Р.Н. Мухаметзянов, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 19982005 гг.» (Материалы конференции, г. Ноябрьск). — М.: ВНИИОЭНГ.

— 1998. — С. 26-35.

27. Чебалдина И.В. Математическое моделирование процесса разработки на примере Муравленковского месторождения / И.В. Чебалдина,

A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 1999. — 4.1. — С. 33-35.

28. Курамшин P.M. Результаты исследования, модель процесса заводнения и образования техногенных водонефтяных зон на Суторминском месторождении / P.M. Курамшин, В.И. Леонов, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 1999. — С. 51-59.

29. Мулявин С.Ф. Использование функций ОФП в настройке много-мерных гидродинамических моделей / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков, A.A.

• Телишев и др. // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2000. — С. 62-65.

30. Мулявин С.Ф. Алгоритм оценки эффективности комплексных ГТМ / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков, М.А. Антипин и др. // Сб. науч. тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2000. — С. 150-152.

31. Медведский Р.И. Расчет функций относительных фазовых проница-емостей для гидродинамического моделирования / Р.И. Медведский, A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». — Тюмень. — 2000. — 4.1. — С. 56-59.

32. Бяков A.B. Использование обобщенной зависимости кривой падения дебита нефти для оценки эффективности геолого-технологических мероприятий / A.B. Бяков, М.А. Антипин, С.Ф. Мулявин // Сб. науч. тр.: «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». — Тюмень. — 2000. — Ч.И. — С. 33-37.

33. Мулявин С.Ф. Применение методов и алгоритмов одномерного моделирования при настройке истории добычи нефти и жидкости / С.Ф. Мулявин, A.B. Бяков, Е.В. Боровков // Сб. науч. тр.: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2001. — Ч.П. — С. 115-118.

34. Леонов В.И. Применение модельных функций ОФП при восстановлении истории разработки участка объекта ВСП Муравленковского месторождения / В.И. Леонов, A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин // Сб. науч. тр.: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири». — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2001. — Ч.И. — С. 104-109.

35. Мулявин С.Ф. Учет гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности // Сб. науч. тр.: «Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ». — Тюмень. — 2003. — Том 1. — С. 119-120.

36. Бяков A.B. Определение коэффициента охвата участка Вынгаяхинс-кого месторождения, разрабатываемого горизонтальными скважинами / A.B. Бяков, A.B. Кузьмин, С.Ф. Мулявин и др. // Вестник недропользователя ХМАО. — 2003. — № 16. — С. 20-24.

37. Пермяков В.Д. Результаты работ на Чайкинском месторождении /

B.Д. Пермяков, А.Д. Плетнева, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. — 2007. — № 6. — С. 30-35.

38. Тарасов A.B. Особенности строения и разработки Тамбовского газо-конденсатного месторождения / A.B. Тарасов, В.В. Федулов, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. — 2008. — № 3. — С. 64-70.

39. Юдаков А.Н. Выработка остаточных запасов нефти Пограничного нефтяного месторождения / А.Н. Юдаков, В.В. Жидков, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. — 2008. — № 4. — С. 34-44.

40. Юдаков А.Н. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении / А.Н. Юдаков, М.В. Кравцова,

C.Ф. Мулявин // Горные ведомости. — 2008. — № 6. — С. 44-50.

41. Тарасов A.B. Особенности моделирования газоконденсатной залежи Тамбовского месторождения / A.B. Тарасов, В.В. Жидков, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». — 2008. — Вып. 3. — С. 180-187.

42. Сапожников А.Е. Особенности геологии и разработки Лиственского месторождения Удмуртской республики / А.Е. Сапожников, А.Д. Плетнёва, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». — 2008. — Вып. 3. — С. 283-293.

43. Нуриев М.Ф. Особенности геологического строения и разработки Чатылькынского нефтяного месторождения / М.Ф. Нуриев, А.Н. Юдаков, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. — 2008. — № 12. — С. 54-64.

44. Иванов A.B. Характеристика и особенности ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа, история, перспективы развития / A.B. Иванов, А.Н. Марченко, С.Ф. Мулявин // Сб. науч. тр.: «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». — 2008. — Вып. 3. — С. 159-168.

45. Иванов A.B. Особенности ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа. История и перспективы развития / A.B. Иванов, А.Н. Марченко, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. — 2008. — № 8. — С. 36-41.

46. Нуриев М.Ф. Особенности геологического строения, итоги и перспективы разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения / М.Ф. Нуриев, А.Н. Юдаков, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. — 2009. — № 2. — С. 38-47.

47. Мулявин С.Ф. Особенности геологического строения и проблемы разработки Северо-Янгтинского месторождения / С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Горные ведомости. — 2009. — № 4. — С. 44-53.

48. Савченко С.И. Особенности геологического строения и разработки Марковского месторождения / С.И. Савченко, И.В. Сабанчин, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. — 2009. — № 5. — С. 62-67.

49. Савченко С.И. Возможности рентабельного увеличения конденсато-отдачи Марковского нефтегазоконденсатного месторождения / С.И. Савченко, И.В. Сабанчин, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. — 2009. — № 6. — С. 54-61.

50. Мулявин С.Ф. Анализ эффективности реализуемых систем разработки на Сугмутском месторождении / С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Горные ведомости. — 2010. — № 9. — С. 70-79.

Соискатель

Подписано в печать 14.11.2012 г. Формат 60x84/16. Гарнитура «БсЬооШоок». Печать цифровая. Бумага офсетная. Тираж 100

Отпечатано в редакционно-издательском центре Тюменской государственной академии культуры, искусств и социальных технологий 625049, г. Тюмень, Московский тракт, 41