Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-методическое обоснование разработки залежей углеводородного сырья с трудноизвлекаемыми запасами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Научно-методическое обоснование разработки залежей углеводородного сырья с трудноизвлекаемыми запасами"
На правах рукописи
МУЛЯВИН СЕМЕН ФЕДОРОВИЧ
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Тюмень - 2013
3 ОКГ 2013
005534212
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» (ТюмГНГУ), кафедра МИУП, заведующий
- Сафин Станислав Газизович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова», профессор
- Гильманова Расима Хамбаловна, доктор технических наук, профессор, НПО «Нефтегазтехнология», зам. директора
Ведущая организация: - ОАО «ВНИИнефть» им. академика А.П.Крылова
Защита состоится 24 октября 2013 года в 900 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-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.
Автореферат разослан 24 сентября 2013 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент
дИо
Аксенова Наталья Александровна
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Характерной особенностью современного развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений в стадию падающей добычи углеводородного сырья (УВС). При постоянном росте потребления нефти, газа и конденсата ресурсы недр истощаются, что определяет необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, сформулированной в «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.»: обеспечение высоких объемов добычи нефти и газа и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%.
На вновь осваиваемых месторождениях в течение последних лет отмечается снижение начальных запасов углеводородного сырья: если в 19851990 гг. средняя величина извлекаемых запасов нефти по среднестатистическому месторождению в Западной Сибири оценивалась в 18 млн.т, то в последнее десятилетие она снизилась примерно до 7 млн.т. Как правило, они характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами, низкими дебитами, что ведет к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), извлечение которых требует применения третичных методов. В частности для месторождений Западной Сибири доля ТрИЗ возросла с 33% от начальных извлекаемых запасов до 50% от текущих извлекаемых запасов.
Ввод в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в освоенных районах, но характеризующихся сложным геологическим строением, фазовым составом и, как правило, малыми и также трудноизвлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд. м3) обуславливает применение нестандартных подходов к их освоению и разработке, существенно отличающихся от традиционных. Это касается не только темпов добычи, систем разработки, технических средств и технологических приемов, но также подходов к проектированию разработки, учитывающих особенности геологического строения, применение скважин различного профиля и конструкции и пр. В настоящее время принципы размещения скважин с горизонтальным и пологим окончанием ствола, расчет плотности сетки таких скважин и коэффициента охвата для систем
заводнения недостаточно обоснованы, что затрудняет выбор оптимальной системы разработки эксплуатационного объекта.
Исходя из вышесказанного, можно выделить несколько уровней актуализации проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов: методологический - создание системы проектирования разработки сложно-построенных залежей; научно-методический - обоснование новых способов повышения эффективности разработки месторождений; практический -повышение качества проектных работ и эффективного контроля за разработкой; организационный - подготовка квалифицированных кадров в области разработки сложнопостроенных залежей углеводородного сырья.
Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением и наличием трудноизвлекаемых запасов УВС, 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 новых подходов к расчету коэффициента охвата для систем заводнения со скважинами сложной архитектуры.
3. Создание методики технологической оценки эффективности освоения новых месторождений с учетом геолого-физической характеристики и технологических факторов, выработка научно-обоснованных методических рекомендаций по формированию программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) при регулировании разработки залежей сложного геологического строения с трудноизвлекаемыми запасами.
4. Обоснование и вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при применении заводнения с целью достоверной оценки потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата пластов заводнением.
5. Обоснование принципов проектирования разработки залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами УВС на основе комплексного анализа выработки запасов и практическая реализация новых технологий и научно-технических решений.
6. Разработка учебно-методического комплекса для подготовки квалифицированных бакалавров и магистров направления 131000 «Нефтегазовое дело».
Объект и предмет исследования. Объектом исследования являются нефтяные и газовые месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, предметом - системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.
Научная новизна. 1. На основе анализа выработки запасов нефти разрабатываемых пластово-сводовых залежей установлено, что в процессе внутриконтурного заводнения эксплуатационных объектов формируются техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать как «техногенные» залежи с малыми остаточными запасами, сконцентрированными по площади в районах локальных куполов, а по разрезу - в кровельной части пласта. Для моделирования пластово-сводовых залежей предложена слоистая модель пласта, учитывающая гравитационное разделение флюидов.
2. Разработана методика оценки технологической эффективности ввода в разработку сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Предложен геолого-статистический метод расчета коэффициента охвата для систем разработки, отличающийся от известного учетом профиля скважин: кроме вертикального профиля можно использовать горизонтальное окончание ствола.
3. Обоснована и разработана концепция формированию программы геолого-технических мероприятий, учитывающая механизм выработки запасов, включающая критерии выбора и позволяющая принимать эффективные решения по работе с пластом в конкретных скважинах.
4. Установлена новая обобщенная характеристика вытеснения нефти водой, описывающая механизм вытеснения нефти водой в терригенных коллекторах, позволяющая оценить потенциально извлекаемые запасы нефти, а также достоверно рассчитать коэффициент охвата вытеснением по фактическим данным добычи в условиях недостатка геолого-промысловой информации.
5. Научно обобщены методы проектирования систем разработки сложно-построенных залежей с ТрИЗ скважинами различного профиля и конструкции (многозабойные, с горизонтальным окончанием, боковые стволы) и способами одновременно-раздельной эксплуатации, позволяющими увеличить темпы отбора и нефтеотдачу пластов.
Практическая ценность работы. 1. На основе анализа состояния ресурсной базы месторождений нефти и газа ЯНАО дана оценка эффективности ввода залежей и месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами, позволяющая увеличить добычу нефти на 25-30 млн.т/год.
2. Внедрены в практику проектирования и анализа разработки: методика расчета коэффициента охвата для систем скважин с пологим и горизонтальным окончанием ствола; методика технологической оценки эффективности ввода новых месторождений; методические рекомендации по формированию программы ГТМ; алгоритм и компьютерная программа расчета величины потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата на основе авторской обобщенной характеристики вытеснения нефти водой, что способствовало увеличению темпа отбора нефти и повышению КИН.
3. Предложен и внедрен в производство способ разработки нефтяной залежи, учитывающий гравитационные эффекты в системе «нефть-вода» (патент РФ № 2225941), на основе которого реализованы мероприятия по скважинам на Северо-Пямалияхском месторождении.
4. Авторские инновации реализованы в проектных документах по разработке ряда месторождений ЯНАО, ХМАО, Томской области, Красноярского края и других регионов, что позволило сократить количество скважин, увеличить охват воздействием, а также входные дебиты нефти и газа, повысить объем добычи УВС в 1,5-2,0 раза и КИН до 10% по сравнению с традиционным подходом.
5. Издано и используется в образовательном процессе Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ) учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений» для подготовки магистров направления 131000 «Нефтегазовое дело».
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. Новый метод оценки коэффициента охвата пластов вытеснением, учитывающий особенности геологического строения пластов и профиль горизонтальных скважин.
3. Научно-методические рекомендации по формированию эффективного комплекса геолого-технологических мероприятий при разработке сложно-построенных месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами УВС.
4. Объяснение механизма вытеснения нефти водой в терригенных коллекторах, которое описывается обобщенной характеристикой вытеснения нефти водой и позволяет достоверно рассчитать коэффициента охвата вытеснением и потенциально извлекаемые запасы нефти.
5. Технологии и технологические решения при разработке сложно-построенных залежей с применением скважин различного профиля и технологий добычи, позволяющих увеличить объемы добычи нефти и коэффициент охвата, обеспечить расширение зоны дренирования и повысить входные дебиты.
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 нефтегазоконденсатные месторождения Иркутской области, 20112012 гг. и др. Экономический эффект от внедрения авторских инноваций составил более 500 млн. руб.
Апробация результатов работы. Основные положения авторских исследований докладывались на: 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 СибНИИНП «Состояние, проблемы, основные направления 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.Тюмень, 2008 г.); XVI научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», (г.Тюмень, 2010 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы и опыт разра-
ботки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (г.Санкт-Петербург, 2012г.); Восьмой всероссийской научно-технической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения Муравленко В.И. (г.Тюмень, 2012 г.); V инженерном форуме Тюменской области «Энергоэффективность в экономике Тюменской области» (г.Тюмень, 2012 г.). Основные результаты работ неоднократно докладывались и обсуждались на заседаниях кафедры РЭНГМ ТюмГНГУ (2010-2012 гг.), Центральной комиссии по разработке месторождений ЯНАО и ХМАО-Югра (1996 - 2013 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 80 работ. В автореферате приведены сведения о 52 основных публикациях, в том числе двух монографиях, двух патентах РФ на изобретения. 19 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 278 наименований. Работа изложена на 381 страницах машинописного текста, включая 64 таблицы и 136 рисунков.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении сформулирована проблема истощения недр и снижения объемов добычи углеводородного сырья на современном этапе развития промышленности. Наиболее реальным и эффективным путем поддержания и наращивания уровней добычи нефти и газа является ввод в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ), как правило небольших по запасам углеводородного сырья и сложных в геологическом отношении, с применением новых методов проектирования и нетрадиционных схем разработки.
В настоящее время основные крупные и уникальные месторождения находятся в стадии падающей добычи, что обусловило ежегодное снижение добычи нефти, например, по ЯНАО на 3-5 млн.т ежегодно. В то же время большое
количество малых и средних по запасам месторождений УВС, характеризующихся ТрИЗ (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 месторождений связано с определенными трудностями: небольшие запасы, сложное геологическое строение, низкая продуктивность скважин, многокомпонентный состав углеводородов предопределяют более высокую капиталоемкость освоения и себестоимость добычи. Отсюда следует, что внедрение инновационных технологий, основанных на реализации нетрадиционных систем разработки, оценка их эффективности, является весьма насущной проблемой.
В первом разделе автором выполнен обзор литературных и фондовых материалов по методам проектирования 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, для того времени, подходов к управлению разработкой осуществлялись, в основном, на крупнейших месторождениях Урало-Поволжья: Ромашкинском, Туймазинском, Арланском, Бавлинском и др.
В разные годы вопросами повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения конечной нефте- 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, А.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,
A.П. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Д. Лысенко, В.Н. Маслов, В.В. Масленников, Р.И. Медведский, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Е.М. Нанивский,
B.М. Ревенко, М.Д. Розенберг, М.М. Саттаров, С.Г. Сафин, М.Л. Сургучев, P.M. Тер-Саркисов, А.П. Телков, Ф.А.Требин, В.Н. Щелкачев, Н.Л. Шешуков, Н.К. Адам, Дж. Деклауд, Н. Кларк, Ф.Ф. Крейг, М.С. Леверетт, М. Маскет,
A.И. Митчелл, Л.А. Рапопорт, Дж.Г. Ричардсон, Л. 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:
B.А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Г.Х. Гарифуллин, М.Г. Гарипов, М.Е. Долгих, Е.П. Ефремов, В.П. Майер, Н.К. Праведников, В.М. Ревенко, А.Г. Телишев, В.А. Туров, А.Н. Янин и многие другие. Результатом явились реализованные проекты разработки крупнейших месторождений Западной Сибири. Все это позволило эффективно вовлечь в разработку уникальные и крупные месторождения и выйти в 1987 г. на добычу нефти в объеме 570 млн.т.
Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений неразрывно связано с созданием математических моделей, которые описывают физические процессы, происходящие в пласте. В последние десятилетия пристальное внимание уделяется трехмерному гидродинамическому моделированию. Однако при создании ЗД моделей, особенно на этапе пробной эксплуатации, существенным недостатком является недостоверность исходных данных. Пробуренные скважины (обычно поисковые и разведочные) расположены на расстоянии 2-4 км и более друг от друга. Зачастую на малых месторождениях бурятся не более десятка скважин, и даже единичные. Параметры коллекторов, свойства флюидов обычно берутся по аналогии с соседними месторождениями, что усиливает неопределенность в принятии решений по разработке и делает неэффективным использование сложных цифровых моделей.
В проектировании должна быть «золотая» середина: использование как трехмерных, так и нульмерных, и одномерных моделей. На определенном этапе актуально применение методик и рекомендаций, учитывающих эмпирический опыт проектирования и позволяющих выявить закономерности процессов.
Для оценки эффективности разработки в практике добычи УВС обычно используется коэффициент извлечения нефти (КИН), характеризующийся отношением объема извлекаемых запасов к геологическим запасам, который определяется по формулам
КИН = Оизв/Огеол, (1)
или
КИН = КВыт • К0хв, (2)
где QM3B - извлекаемые запасы нефти, млн. т; (Згеол - геологические запасы нефти, млн.т.; Квыт - коэффициент вытеснения (отношение объема пор, насыщенных подвижной нефтью, к первоначальному объему нефтенасыщенных пор); Кохв -коэффициент охвата процессом вытеснения (отношение нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения, дренирования под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасыщенному объему залежи).
Коэффициент охвата есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).
Существуют следующие основные методики расчета Кохв:
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 аппроксимационной песчанистостью (А.Н. Юрьев, Ю.Е. Батурин);
2. Геолого-статистический метод (ГСМг), 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).
Указанные 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 последнего времени отсутствовала методика расчета коэффициента охвата для систем горизонтальных и пологих скважин. Данный пробел восполнен автором в представленном исследовании.
Во втором разделе автором проведен анализ состояния и особенностей разработки, характерных 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.
Таблица 1- Геолого-физические характеристики основных _объектов разработки ЯНАО___
№ Месторождение, пласт Нефтенасыщен-ная толщина, м Коэфф. вытеснения, д.ед. Коэфф. проницаемости, мкм2 Коэфф. песча-нистости, д.ед. Коэфф. расчлененности, д.ед Вязкость нефти, мПа*с Доля запасов ВНЗ, Д.ед.
1 Пограничное, БС]! 11,3 0,61 0,085 0,66 6,8 1,58 0,40
2 Холмогорское, БСц' 7,1 0,73 0,076 0,32 4,4 1,52 0,25
3 Муравленковское,БС 11 14,2 0,62 0,054 0,68 4,8 1,20 0,15
4 Карамовское, БС] 1 4,9 0,61 0,029 0,59 5,4 1,50 0,50
5 Крайнее, БС,(1' 3,5 0,63 0,028 0,57 2,2 1,10 0,20
6 Суторминское, БС7 7,4 0,63 0,104 0,64 4,4 1,74 0,70
7 Суторминское, БС9' 2,7 0,62 0,049 0,73 2,9 2,02 0,10
8 Суторминское, БСШ' 3,2 0,64 0,025 0,66 5,0 1,29 0,40
9 Суторминское, БСю 5,3 0,62 0,075 0,64 3,2 1,36 0,30
10 Вынгаяхинское, БПц' 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 Сугмутекое, БС9 8,1 0,65 0,047 0,82 5,0 1,10 0,30
13 Спорышевское, БСши 4,4 0,56 0,059 0,70 5,0 1,50 0,40
14 Западно-Ноябрьское, БС]2 8,5 0,65 0,099 0,71 5,3 1,10 0,70
Продуктивные пласты сложены полимиктовыми, песчано-алевролитовыми коллекторами с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, характеризуются значительной геологической неоднородностью. Глубины залегания пластов - 2297-2905 м. Все залежи пластовые, сводовые зачастую литологически экранированы, имеют значительную долю запасов нефти, приуроченных к водонефтяным зонам (ВНЗ).
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,7 м до 14,2 м, коэффициент пористости - от 18 до 21 %, коэффициент нефтенасыщенности - от 0,61 до 0,73 д.ед. В основном коллекторы среднепроницаемые (0,025 - 0,104 мкм2) и среднепродуктивные (0,6 - 9,0 м3/сут-МПа).
Термобарические условия, типичные для севера Западной Сибири: начальное пластовое давление гидростатическое (24,1-28,1 МПа), давление насыщения ниже начального на 50-60 %, 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 минувшие годы превышала 50 - 90 % на протяжении достаточно длительного периода (рисунок 1).
Остаточные запасы нефти крупных залежей можно отнести к трудноизвлекаемым, так же как и запасы второстепенных, небольших залежей.
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 использования 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 1'1'М (обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта, форсированный отбор жидкости, 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 прогрессирующим ростом обводненности (до 70-98%), снижением дебитов нефти (менее 5 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: БСц Холмогорского, БСи Пограничного, БСц Муравленковского и БС92 Сугмутского месторождений. Кроме высокой продуктивности (16 -г 90 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 ускоренным вводом, темп отбора от начальных извлекаемых запасов может достигать 8-12 % (рисунок 2).
Но поскольку таких объектов уже практически не осталось, необходимо обосновать инновационные решения (например, использование скважин различной
конструкции и профиля) на небольших по запасам залежах, сложных по геологическому строению и содержащие ТрИЗ, что позволит увеличить продуктивность скважин, сократить темпы обводнения и увеличить объем добычи.
Рисунок 2 - Зависимость максимальной добычи нефти от извлекаемых запасов (а - высокопродуктивные объекты, б - среднепродуктивные, в - низкопродуктивные)
Выполненная оценка потенциально извлекаемых запасов (С),,) 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 С2о меньше утвержденных извлекаемых запасов. Основные причины низкой величины <3() - сокращение действующего фонда, что ведет к более редкой текущей плотности сетки скважин (которая изменяется от 60 до 170 га/скв.) и к снижению К0хв, а также уменьшению эффективности проводимых ГТМ.
Глубина ик
2480 0 2840 6
2488 0 2848 8
2496.0 2856 8
2504 0 2864 6
Р8 Порядковый год разработки
Рисунок 3 - Динамика заводнения пласта по данным ПГИ в скв. 1186
Проведенный анализ свидетельствует о необходимости совершенствования и оптимизации систем разработки, обоснования эффективных ГТМ для достижения утвержденного КИН на объектах с малыми остаточными, как правило, трудноизвлекаемыми запасами.
Как показали исследования по объекту БСП Пограничного месторождения, значительная часть остаточных запасов относится к категории слабодренируемых и не вовлеченных в разработку, т.е. являются ТрИЗ. Такие запасы нефти локализованы, как правило, в кровле локальных куполов, что подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Так на рисунке 3 приведен пример по скв. 1186 Пограничного месторождения.
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 продвижения фронта воды по пласту нефтенасыщенная толщина уменьшается. Полученные результаты подтверждают, что заводнение происходит преимущественно по подошве пласта. На это влияет и его значительная толщина, достигающая 20 м. Аналогичные результаты получены по другим месторождениям, что подтверждает общий механизм выработки запасов нефти.
Расстояние отчнбоя добывающей сккажины
_до транзитной (К), м_
Рисунок 4 - Распределение заводненных толщин между забоями высокообводненных скважин в сводовой части пласта
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 расстояниях между скважинами более 250 м, остаются незаводненными не менее 50 % нефтенасыщенных толщин (рисунок 4).
Результаты исследований методами промысловой геофизики показывают, что остаточные запасы нефти сосредоточены в локальных куполах (кровельной части) зоны стягивания. Прорыв воды происходит по подошвенной части пласта. Следует отметить, что чем меньше расчлененность пласта, тем выше вклад гравитационной составляющей и тем сильнее прорыв воды тяготеет к подошвенной части пласта.
Таким образом, в результате выработки запасов происходит переформирование исходной пластовой залежи в техногенную водонефтяную 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 и ТрИЗ.
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 боковых стволов (ЗБС), боковых горизонтальных стволов (ЗБГС), применение ГРП, одновременно-раздельная добыча (ОРД) и закачка (ОРЗ) и др.
Основной вывод, который можно сделать по результатам проведенного анализа, заключается в том, что необходимо адаптировать системы разработки к
выявленным локальным поднятиям. То есть формировать зоны закачки в районах локальных прогибов, что позволит увеличивать отборы и обеспечить действующий фонд скважин на участках с максимальной остаточной насыщенностью.
Сделанный вывод подтверждается результатами внедрения авторских рекомендованных ГТМ. Так, в скв. 348 Пограничного месторождения реализована зарезка второго ствола с горизонтальным участком длиной 300 м. Входной дебит нефти увеличился в 9 раз и составил 50 т/сут, обводненность снизилась с 93% до 23%.
Прогнозные расчеты на ЗД - гидродинамической модели показывают, что реализация предложенных автором технологических решений и геолого-технических мероприятий способствует эффективному доизвлечению остаточных запасов нефти, что позволяет стабилизировать или даже наращивать годовую добычу нефти в течение трех-пяти лет и, соответственно, увеличить нефтеотдачу.
В третьем разделе автором рассмотрены особенности разработки малых залежей нефти и газа, как правило характеризующихся ТрИЗ; выявлены и обобщены факторы, определяющие эффективность их освоения.
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.
Продуктивные отложения малых месторождений характеризуются значительной неоднородностью коллекторских свойств, наличием обширных водонефтяных зон, небольшими толщинами, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что предопределяет необходимость реализации новых технологий разработки и подходов к проектированию систем разработки.
Анализ известных методик показывает, что для систем ГС традиционная схема расчета плотности сетки скважин и коэффициента охвата не применима. На практике обычно используется эмпирическое предположение: одна ГС равна двум вертикальным скважинам.
Классическая плотность сетки скважин определяется по формуле
$залеяа/^вс • (3)
Автором впервые введено определение плотности сетки горизонтальных скважин для нефтяных и газовых терригенных пластов малой толщины, которая рассчитывается по формуле
у— «^залежи /(НВс+а(Ь)-Мгс), (4)
где - плотность сетки ГС, м2/скв.; 8залсжи - площадь залежи, м2; ЫВс, Мгс -количество вертикальных и ГС; а(Ь) - функция, учитывающая влияние длины ГС на плотность сетки скважин:
а(Ь)=( л-Як2+2-Ь-Кк)Ь/( л-Б^-И) = 1+5т(а)-2/я-Ь/Кк, (5)
где а - зенитный угол ГС, рад; Як - радиус дренирования скважины, м; Ь - длина горизонтального ствола скважины, м. В частном случае при а = 0 оценивается обычная плотность сетки вертикальных скважин.
В.Д. Лысенко предлагает принять параметр а = 2 при длине скважины 400 м. Близкие значения предлагали В.В. Литвин, И.С. Закиров, И.В. Владимиров (а = 1,94) без учета длины ГС. В частном случае, приняв Ик = 318,3м для сетки скважин 500x500м по формуле (4) получается аналогичный результат. При Ь, равном 1000 м, функция а(Ь) имеет значение равное трем.
Анализ имеющихся данных по малым нефтяным месторождениям свидетельствует, что остаточные запасы сосредотачиваются по площади в центральной купольной части, а по разрезу - в кровельной части пласта. Аналогичный вывод сделан в предыдущем разделе на примере крупного Пограничного месторождения, на котором в процессе заводнения сформированы техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать как самостоятельные залежи с остаточными трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Потенциальные возможности месторождения можно реализовать за счет следующих мероприятий: увеличение действующего фонда и уплотнение сетки скважин путем вывода из бездействия законсервированных скважин; рациональное использование естественной энергии пласта; организация периодического приконтурного заводнения; перевод скважин на вышележащие объекты, бурения горизонтальных скважин (ГС), многозабойных скважин (МЗС), строительство боковых стволов (ЗБС, ЗБГС).
При реализации этих предложений коэффициент охвата для объекта БСю1 Северо-Пямалияхского месторождения составит 0,829 д.ед., для объекта БСц этого же месторождения - 0,839 д.ед. КИН может существенно превысить утвержденный 0,280 д.ед. и достичь 0,40 д.ед.
Рассмотрим пример внедрения авторских инноваций. При реализации стандартного подхода (базовый вариант - разбуривание системой наклонно-направленных скважин) разработка месторождения была бы нерентабельна. На Чатылькынском месторождении эксплуатируется одна нефтяная залежь в пласте ЮД коллекторские свойства и продуктивность которого сходны с пластом БСц Северо-Пямалияхского месторождения. Основные авторские рекомендации, реализованные на месторождении, предусматривают выделение одного эксплуатационного объекта - залежи нефти в пласте Ю|", 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 двуствольных горизонтальных - 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. в 2034г. Основные условия такой высокой эффективности - комплексный подход к разработке малых залежей, обоснование применения системы ГС, формирование избирательного заводнения.
На примере Чатылькинского месторождения можно рассчитать Кохв и КИН для базового варианта и реализованного с системой 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.
Авторский вариант 2 соответствует реализованному на месторождении и имеет следующие показатели: 8 = 36,4 га/скв, Кохв = 0,796, КИН = 0,397 д.ед., извлекаемые запасы на одну скважину - 236,3 тыс.т.
Рассмотрим вариант 3, при котором длина ствола равна 100 м и вариант 4, где используемый показатель больше фактического ( Ь=1000 м). Согласно полученным расчётам длина ствола существенно влияет на охват пласта заводнением и КИН. Так по варианту 3 коэффициент охвата снизился на 0,042 д.ед., КИН - на 0,022 д.ед., а 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 3 Л Б, га/скв и ч ш X £ КИН, д.ед о а 5 а 0„зв 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 22 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
Следует отметить, 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 (КРУ).
Некоторые принципы проектирования крупных месторождений сохраняются и для малых залежей: выделение объектов разработки, разбуривание залежей от известного к неизвестному и др. Однако на небольших сложнопостроенных месторождениях, особенно с ТрИЗ, определяющее значение имеет профиль скважин и рекомендуемые ГТМ: ГС, МЗС, проведение ГРП, избирательное заводнение и др., что позволяет увеличить плотность сетки, коэффициент охвата и в конечном итоге - КИН.
Проведенный автором анализ способов разработки крупных и малых залежей позволил выявить и сформулировать основные факторы и подходы, которые положены в основу проектирования последних: избирательная и приконтурная системы заводнения, схемы размещения скважин с бурением ГС и МЗС, обоснование режимов одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД, ОРЗ), реализация ГРП и другие (таблица 3).
Таблица 3 - Принципиальные подходы к разработке нефтяных месторождений
Крупные (извлекаемые запасы 30-300 млн. т) Малые, содержащие ТрИЗ (извлекаемые запасы менее 30 млн. т)
Системы заводнения
Рядные - высокопродуктивные объекты Площадные - низкопродуктивные объекты Законтурная, приконтурная, избирательная, система пологих скважин и ГС
Компенсация отборов >100% с учетом естественного режима, компенсация отборов<100%,
Объекты разработки
Основные, возвратные, разукрупненные Обобщенный объект (несколько пластов)
Доразведка
Бурение разведочных скважин В процессе бурения добывающих скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой
Темпы отбора
3-4%, реже 8-12% при быстрым разбуриванием 4-8% при разбуривании наклонно-направленными скважинами 8-20% при реализации ГС, МЗС и др.
гтм
ОПЗ, ГРП, ОРЭ, ОПЗ, ГРП, ОРЭ,
МУН (РИР, закачка ВУС, ГОС, ВГВ, ГВ и др.) МУН (РИР, закачка ВУС, ГОС и др.)
Оценка дебита жидкости
По формуле Дюпюи По формулам Джоши, Борисова и др.
Период разбуривания
5-10 лет и более 1-3 года
Технология разбуривания
Кустовое бурение (до 10 скважин) Отход менее 1000м Укрупненные кусты (до 50 скважин) Отход до 3000м
Извлекаемые запасы па 1 скважину
25-5-50 тыс.т 50-5-100 тыс.т
Фонд скважин
Более 100 скважин 10-100
Способы добычи
Фонтанный, механизированный Фонтанный, механизированный, ОРЭ
Сетка скважин
5 = 83алежи^скв- равномерная, смещение проектных сеток объектов на 1/г расстояния. Уплотнение сетки скважин - неравномерная для сетки ГС. Скважины различного профиля бурения
Расчет Кохв по геолого-статйстической Расчет Кохв по геолого-статистической
методике методике для системы ГС
Освоение небольших сложнопостроенных газовых и газоконденсатных залежей имеет свои особенности. Здесь на первый план выдвигается социально-экономическая составляющая: 1) подача газа ближайшим местным потребителям (например, поселки Тазовского и Ямальского районов);
2) использование газа для технологических нужд компрессорных станций;
3) объединение месторождений 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:
- создание методов комплексного проектирования разработки и обустройства небольших месторождений с использованием минимального ряда блочно-комплексного оборудования и технологических комплексов;
- строительство объектов добычи и обустройства должно быть закончено до начала ввода месторождения в разработку и рассчитано на длительную и стабильную работу с постоянным годовым отбором газа 1-2 % от начальных запасов и резервом для обеспечения пиковых поставок газа;
- 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 малых залежей сразу составляется технологическая схема разработки с соответствующим резервом на неопределенность информации (таблица 4).
Таблица 4 - Основные принципы освоения сложнопостроенных газовых
и газоконденсатных залежей
1 Крупные (30-500 млрд. м ) з Малые (менее 30 млрд. м )
Системы разработки
Естественный режим (газовый или упруговодонапорный),
Сайклинг-процесс |
Направления поставок газа
Удаленный потребитель стный потребитель, внутренние нужды
Доразведка
¡а счет бурения разведочных скважин 3 процессе бурения разведочных или добывающих скважин с доп. научно-исследовательской нагрузкой
Способы добычи
Фонтанный Фонтанный
Темпы добычи, постоянные отборы
3-4%, 1-2%,
период постоянной добычи 5-15 лет гсриод постоянной добычи 20-40 лет
гтм
ОПЗ, ГРП, РИР и др. ОПЗ, ГРП, РИР и др.
Период разбуривания
5-10 лет и более 1 -3 года
Технология разбуривания
Кустовое бурение (по 3-20 скважин) Отход менее 1000м Укрупненные кусты (3-8 скважин) Отход до 3000м
ертикальные, наклонно направленные жины. Диаметр экспл.колонны: 168-219. ние пологих стволов, ГС, МЗС, БС, ЗБГС. Диаметр экспл.колонны: 52-146
Извлекаемые запасы на одну скважину
1-5-4 млрд. м"' менее 1 млрд. м"
Фонд скважин
30-500 скважин и более менее 30 скважин
Расстояние между забоями скважин
1500-3000 м 500 - 2000 м
В четвертом разделе автор рассматривает условия и обосновывает необходимость применения методов и технологий повышения эффективности эксплуатации месторождений, характеризующихся ТрИЗ.
Автором впервые введено определение «обобщенный (разукрупненный) объект разработки». Это группа пластов, вскрытых единой сеткой скважин такими технологиями и эксплуатирующиеся такими техническими средствами, которые позволяют вести инструментальный учет и контроль добычи УВС из каждого пласта.
В частности, такими технологиями могут быть ОРЗ и ОРД, бурение многозабойные скважин с прохождением стволов в разных пластах, зарезка боковых стволов и др.
Рассмотрим основные направления совершенствования технологических решений. Практика бурения и эксплуатации боковых стволов в старых скважинах 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 горизонтальными скважинами (ГС) и пологими скважинами. К примеру, основная площадь объекта БС92 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 447,7 тыс.т на одну ГС, в то же время накопленный отбор нефти на одну вертикальную скважину -74,2 тыс.т, что в 6 раз меньше.
Таким образом, рассмотренные технологии имеют существенную инвестиционную и технологическую привлекательность и могут быть рекомендованы для реализации не только на крупных, но и малых месторождениях с ТрИЗ.
Пятый раздел посвящен совершенствованию методов проектирования разработки сложнопостроенных залежей на основе авторских методик, алгоритмов и программ.
Основными задачами анализа разработки нефтяного или газового месторождения являются: оценка эффективности реализованной системы разработки; выработка рекомендаций по ее совершенствованию; контроль и регулирование технологических режимов работы скважин.
Для новых месторождений с низкой степенью изученности и сложным геологическим строением, первостепенное значение имеет оценка перспектив их освоения. Автором предложена методика технологической оценки очередности ввода в разработку месторождений на основе комплексного подхода с учетом геолого-физической характеристики пластов. Схема алгоритма принятия решений приведена на рисунке 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 запасов продуктивных пластов; степень разбуренности объектов;
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.)
Начало
Геологические запасы нефти Извлекаемые запасы нефти Количество пластов Геолого-бшическая характеристика
I
Благоприятные факторы => Активные запасы Неблагоприятные <Ьактооы=> Поля ТоИЗ
Объект разбурен
Да
Частично
Рисунок 6 - Алгоритм методики технологической оценки ввода в разработку
месторождения (объекта)
Положительные (благоприятные) и отрицательные (неблагоприятные) факторы, определяющие особенности разработки залежей и влияющие на эффективность проектных решений, приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные факторы, определяющие особенности разработки _месторождений УВС_
Благоприятные Неблагоприятные
Термобарические условия стандартные: пластовое давление (Р11Л) - гидроста-тическое; температурный градиент равен 0,03 град.С/м Термобарические условия нестандартные: Р|1Л - аномально высокое или аномально низкое; Т„л - выше 100 °С или ниже 30 °С.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) высокие: - Кпор более 0,15 д.ед.; - К|1рон более 0,02 мкм2; - К„есч более 0,6 д.ед.; - Кцрод более 5 м3/суг/МПа ФЕС низкие: - КПОр менее 0,10 д.ед.; - Кпрон менее 0,01 мкм2; - К„ссч менее 0,3 д.ед.; - К|1род менее 1 м3/сут/МПа
Для нефтяной залежи
Доля ЧНЗ больше75 % Доля ЧНЗ меньше 75 %
Свойства нефти ньютоновские (нефть маловязкая, легкая или средней плотности) Минимум парафина (менее 2 %) Свойства нефти неньютоновские (высоковязкая, тяжелая нефть) Наличие парафина больше 2 %
Газовый фактор: - низкий (менее 50 м3/т); - повышенный (от 50 до 300 м'/т); - давление насыщения ниже начального пластового давления (менее 0,85'Рнач) Газовый фактор: - очень высокий (более 300 м3/т); - давление насыщения равно или близко начальному пластовому давлению
Для газовой и газоконденсатной залежей
Пластовый газ сухой; относительная плотность газа по воздуху менее 1,0; конденсатный фактор менее 50 г/м3 Пластовый газ жирный; относительная плотность газа по воздуху более 1,0; конденсатный фактор более 50 г/м3
Эффективность разработки месторождения в значительной степени 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-емкостные свойства коллекторов.
Предложенный комплексный подход позволяет оперативно дать экспертную оценку перспектив ввода месторождений в разработку. При участии автора разработаны научно-методические рекомендации по обоснованию ГТМ на основе
анализа геологических, технико-технологических параметров эксплуатационных объектов.
В качестве основных критериев выбора скважин для проведения ГТМ принимаются следующие:
наличие остаточной нефте- и газонасыщенной толщины более Зм; наличие неперфорированных интервалов продуктивного пласта; расстояние от перспективного участка до добывающих скважин более 400м; высокий коэффициент песчанистости (более 0,4 д.ед); высокая потенциальная продуктивность перспективного разреза; извлекаемые запасы УВС более 10 тыс.т на 1 метр нефтенасыщенной толщины или 10 млн.м3 на 1 метр газонасыщенной 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, выражающаяся в приросте дебита нефти или свободного газа. При уплотнении сетки скважин рассчитывается прирост К0хв и КИН. Последовательная реализация предложенных мероприятий по оптимизации и интенсификации добычи, развитию системы заводнения влечет за собой повышение эффективности и рентабельности добычи УВС. Схема алгоритма обоснования и выбора на добывающих скважинах оптимальных ГТМ приведена на рисунке 7.
Рисунок 7 - Алгоритм и блок схема выбора оптимальных ГТМ на добывающих скважинах
В качестве примера использования предложенных рекомендаций можно привести Ермаковское месторождение. На месторождении ежегодно выполнялась программа ГТМ, подготовленная при непосредственном участии автора, реализация которой позволила не только остановить снижение добычи нефти, но и стабилизировать ее на уровне 1,5 млн.т в течении 8 лет (рисунок 8).
Рисунок 8 - Пример реализации программы ГТМ и динамика добычи на Ермаковском месторождении
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.
Автором предложена аналитическая модель, учитывающая гравитационное разделение флюидов и перетоки жидкости между пропластками.
Интенсивность заводнения пласта по разрезу часто не соответствует интервалам максимальной проницаемости пласта. Скорость движения воды в подошвенной части может оказаться в разы выше за счет влияния гравитационных сил. При этом вырабатываются в основном подошвенная и средняя части пласта, а кровельная часть межскважинного пространства остается невыработанной.
Отмеченные факты позволяют сформулировать принципиальные подходы к выработке остаточных запасов нефти с учетом влияния гравитационных сил.
Учитывая выражение для вертикального перетока жидкости, автор предлагает решение системы дифференциальных уравнений, которая описывает
модель слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов
+ _й=ь.11гтг5ш1.^ (6)
ц» +М. •(£-*,■) 1 л
-к^-А.у-со$а _
Уц ~-, 1 = 1, л (7)
М„ +М. '
где Ь - ширина элемента пласта, м; /г, - нефтенасыщенная толщина ьго пропластка, м; - коэфф. проницаемости ¡-го пропластка, мкм2; ш, — коэфф. пористости ¡-го пропластка, д. ед; х-, - граница раздела вода-нефть в ¡-ом пропластке, м; Б/щ -коэфф. нефтенасыщенности, д. ед; рК - давление на контуре залежи, МПа; рс -давление на забое добывающей скважины, МПа; вязкость воды и нефти,
Па- с; г — время, с; 1 - номер пропластка, Б — Ь- площадь фильтрации.
Краевые условия для поставленной задачи: х,(0)=0; Qzo=Q-.n=0. В формулу (6) не входит перепад давления между пропластками. Его аналогом является разность удельных весов фильтрующихся фаз - Ау, раз-мерность равна [Ау]=[ё • Ар] =(м/с2) • (кг/м3) =Н/м3 = 10б МПа/м.
Выбор параметра в = Кг/Кх (анизотропия пласта) позволяет учесть такой фактор, как сила тяжести, что делает модель более гибкой и достоверной.
Рассмотрим отношение скоростей у2/ух и, подставив переменную х, равную Ь/2, получим
у7 = К2-Лу (Цв+Нн)1-=с Ау ух 2-(цв+цн) К - Др; ДР1/Ь' (8)
При е, равном 0,2 д.ед. и Ду= 9,81-(1000-850) = 1,471-Ю"3 (МПа/м), градиенты давления вблизи забоя скважины равны (0,1-Ю,5) МПа/м, а в межскважинной зоне -(0,1 + 1,0)-10"3 МПа/м.
Таким образом, отношение у7/\\ вблизи забоя скважины изменяется 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: в пределах 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 пропластками 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 8 составляет 0,033 д.ед.) Таким образом, предложенная модель лучше всего описывает фактическую историю разработки и подтверждает формирование остаточных запасов в кровельной части пласта. Модель используется для обоснования ЗБС и ЗБГС в максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины.
Изложенный подход к моделированию позволил предложить способ разработки нефтяной залежи (патент РФ № 2225941). Суть его состоит в подтягивании воды от подошвы пласта таким образом, чтобы вода вытесняла
нефть в вертикальном направлении. Здесь используется как гидродинамическая составляющая, так и гравитационная, которая ведет к формированию зон остаточных запасов в кровельных частях локальных куполов.
0.4 0.2
#
>§ ° °
5 0.0 0.5 10 1.5
-^-фактические показатели; —•—модель слоистого пласта;
модель гравитационного разделения флюидов. —•—слоистая модель с учетом гравитационного разделения
2.0 2.5
Отбор ЖИДКОСТИ от извлекаемых запасов, д.ед.
Рисунок 9 - Характеристики вытеснения рассматриваемого участка Муравленковского месторождения
Последовательность реализации способа следующая. 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).
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. Этот способ разработки дает прирост КИН 5-7% за счет использования нескольких механизмов вытеснения нефти водой: гидродинамического и гравитационного.
I группа
Рисунок 10 - Способ разработки нефтяного пласта: 1 - перфорация пласта, 2 - дополнительная перфорация, 3 - изоляция пласта
Одно из направлений авторских исследований, имеющее научное и практическое значение при анализе выработки запасов - оценка потенциально извлекаемых запасов (Q0) по характеристикам вытеснения нефти водой.
Характеристики вытеснения основываются на фактических данных разработки залежей, интегрально учитывают геолого-физические свойства пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности системы разработки и плотность сетки скважин. Основное условие применения указанных характеристик -обводненность продукции более 30%.
В соавторстве предлагается новая характеристика вытеснения (кривая обводнения) -параметрическая зависимость Мулявина С.Ф., Бякова A.B., Андреева В.А. (МБА)
' (а-Р) f. i-ßf„
/ чМ
Qo-QH
Qo
(9)
или в виде зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости
Ож = <2н + Со-[(Ь-1)/(1-аМ1-(1-дн/Оо)]]1-а, (Ю)
где С2н, СЬг накопленная добыча соответственно нефти, жидкости; М, а, р, а = с!/(1-с1), Ь - коэффициенты уравнения, определяемые в результате статистической обработки фактических данных; СЬ - потенциально извлекаемые запасы нефти; Г - обводненность продукции, д.ед.; 1',, = 1 ^ - доля нефти в потоке, д. ед.
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
0о/(0геол-Квыт). (11)
Предложенный способ позволяет оценить потенциально извлекаемые запасы нефти и коэффициент охвата с максимальной точностью и минимальной ошибкой.
В шестом разделе приведены результаты внедрения рекомендуемых автором подходов в практику проектирования разработки нефтяных и газовых залежей.
Принципы разработки ТрИЗ нефти и газа месторождений с применением скважин сложной архитектуры и 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, реализацию ГРП и др., что позволяет повысить КИН или коэффициент извлечения газа.
Эти принципы предложены автором и реализованы на ряде месторождений: Пограничном, Северо-Янгтинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях ЯНАО, Высоковском нефтегазовом месторождении Пермского края, Марковском нефтегазоконденсатном месторождении Иркутской области, Хвойном нефтяном месторождении Томской области и др. По всем месторождениям построены трехмерные гидродинамические модели, подтвердившие правильность предложенных решений.
Инновационные решения позволили повысить или стабилизировать добычу нефти или газа и сделать проекты экономически эффективными и привлекательными. Так, например, 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 Чатылькинском 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 Роснедр и реализованы в практике добычи нефти и газа. Экономическая эффективность от внедрения авторских инноваций оценивается более чем 500 млн. руб.
В заключении автором сформулированы основные выводы и рекомендации, полученные по результатам проведенных исследований:
1. Состояния ресурсной базы малых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа на севере Западной Сибири свидетельствует, что они являются существенным резервом увеличения добычи УВС. Ввод малых месторождений в эксплуатацию позволит добывать ежегодно до 30 млн.т нефти и 10 млрд.м3 газа только на территории ЯНАО.
2. Установлено, что в крупных нефтяных залежах на заключительной стадии эксплуатации в результате заводнения формируются техногенные водонефтяные зоны, которые следует рассматривать как самостоятельные сложнопостроенные объекты разработки с малыми запасами. Для извлечения таких запасов требуется использование нестандартных подходов к проектированию с использованием нерегулярных систем разработки, новых характеристик охвата пластов вытеснением, алгоритмов учета гравитационных сил.
3. Введены в практику проектирования новые понятия: плотность сетки горизонтальных скважин, обобщенный (разукрупненный) объект разработки, что позволило более квалифицированно подойти к выработке проектных решений и существенно повысить эффективность разработки месторождений со сложным геологическим строением и ТрИЗ.
4. Обоснован и внедрен комплексный подход к проектированию разработки сложнопостроенных залежей с ТрИЗ, использующий следующие авторские методики:
- расчет коэффициента охвата пластов вытеснением для систем ГС;
- технологическая оценка эффективности освоения новых месторождений;
- оценка потенциально извлекаемых запасов нефти по новой обобщенной характеристике вытеснения нефти водой;
- формирование программы ГТМ при разработке месторождений нефти и газа сложного геологического строения, с целью увеличения дебита нефти или газа, снижения текущей обводненности, повышения темпа отбора.
5. Установлено, что предложенный способ разработки нефтяных залежей, учитывающий гравитационные эффекты в гидродинамической системе «нефть-вода» и структурные особенности залежей (патент РФ № 2225941), позволяет увеличить коэффициент охвата вытеснением.
6. Обоснованы проектные решения и технологические показатели по разработке ряда месторождений УВС, включающие оптимизацию фонда скважин, рациональную их конструкцию и прогноз технологических показателей на основе авторских исследований. Предложенные проектные решения реализуются на месторождениях ЯНАО, ХМАО, Томской и Иркутской областей, Пермского и Красноярского краев и других регионов и предусматривают увеличение КИН на 3-5 абсолютных процента.
7. Подготовлено и издано учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений», которое используется в учебном процессе ТюмГНГУ по направлению подготовки бакалавров и магистров «Нефтегазовое дело».
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 «Опцион-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 проницаемостей 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. Чебалдина // 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, A.B. Сорокин, С.Ф. Мулявин и др. // Бурение и нефть. - 2008. - № 8. - С. 30-33.
15. Мулявин С.Ф. Промыслово-геологические особенности Мессояхского 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 // 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.
21. Мулявин С.Ф. Методические рекомендации по расчету коэффициента охвата для систем разработки скважинами сложной архитектуры/ С.Ф. Мулявин, P.M. Курамшин, А.Н. Лапердин // Недропользование XXI век. - 2012. - № 5. - С. 32-39.
г) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций
22. 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 «СибНИИНП». -
1995. - С. 25-27.
23. 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 «СибНИИНП». -
1996. - С. 57-59.
24. Бяков A.B. Алгоритм оценки величины остаточных запасов нефти на примере пласта БСю2 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 1998-2005 гг.» (Материалы конференции, г. Ноябрьск). - М.: ВНИИОЭНГ. - 1998. - С. 300-308.
25. 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 1998-2005 гг.» (Материалы конференции, г. Ноябрьск). - М.: ВНИИОЭНГ. - 1998. - С. 26-35.
26. 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.
27. 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.
28. Мулявин С.Ф. Использование функций ОФП в настройке многомерных 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.
29. 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.
30. Медведский Р.И. Расчет функций относительных фазовых проницаемостей 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.
31. 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. - 4.II. - С. 33-37.
32. 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. -4.II. - С. 115-118.
33. Леонов В.И. Применение модельных функций ОФП при восстановлении истории разработки участка объекта БСц Муравленковского месторождения /
B.И. Леонов, A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин // Сб. науч. тр.: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири». - Тюмень: ОАО «СибНИИНП». -2001.-4.II.-С. 104-109.
34. Мулявин С.Ф. Учет гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности II Сб. науч. тр.: «Нефть и газ Западной Сибири. Материалы
международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ». - Тюмень. - 2003. - Том 1. - С. 119-120.
35. Бяков A.B. Определение коэффициента охвата участка Вынгаяхинского месторождения, разрабатываемого горизонтальными скважинами / A.B. Бяков, A.B. Кузьмин, С.Ф. Мулявин и др. // Вестник недропользователя ХМАО. - 2003. -№ 16. - С. 20-24.
36. Пермяков В.Д. Результаты работ на Чайкинском месторождении / В.Д. Пермяков, А.Д. Плетнева, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. - 2007. - № 6. - С. 30-35.
37. Тарасов A.B. Особенности строения и разработки Тамбовского газоконденсатного месторождения / A.B. Тарасов, В.В. Федулов, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. - 2008. - № 3. - С. 64-70.
38. 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.
39. Юдаков А.Н. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении / А.Н. Юдаков, М.В. Кравцова, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. - 2008. - № 6. - С. 44-50.
40. 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.
41. 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.
42. 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.
43. 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.
44. 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.
45. 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.
46. 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.
47. 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.
48. Савченко С.И. Возможности рентабельного увеличения конденсатоотдачи Марковского нефтегазоконденсатного месторождения / С.И. Савченко, И.В. Сабанчин, С.Ф. Мулявин и др. // Горные ведомости. - 2009. - № 6. - С. 54-61.
49. Мулявин С.Ф. Анализ эффективности реализуемых систем разработки на Сугмутском месторождении / С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Горные ведомости. -2010. -№ 9. -С. 70-79.
50. Юмачиков P.C. Новые технические решения для повышения наработки на отказ глубинных насосов / P.C. Юмачиков, С.Ф. Мулявин. Материалы V инженерного форума Тюменской области «Энергоэффективность в экономике Тюменской области», - Тюмень, - 2012. - С. 130-132.
в) патенты на изобретения
51. 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.
52. 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.
Соискатель
Мулявин С.Ф.
Подписано к печати 20.09.2013 г. Формат 60x84/16. Гарнитура «Times New Roman» Печать цифровая. Бумага офсетная. Тираж 100 экз.
Отпечатано в редакционно-издательском центре Тюменской государственной академии культуры, искусств и социальных технологий 625049, г. Тюмень, ул. Московский тракт, 41
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Мулявин, Семен Федорович, Тюмень
Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
ОАО СибНИИНП ,
На правах рукописи
МУЛЯВИН СЕМЕН ФЕДОРОВИЧ
05201351989
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ТРУДНО-ИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ
ч Специальность 25.00.17-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук
Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук,
Лапердин А. Н.
Тюмень, 2013г.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.........................................................................................................................................7
1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОДОБЫЧИ
НА ТЕРРИТОРИИ ЯНАО................................................................................................................16
1.1.Обзор предыдущих исследований в области разработки залежей нефти и газа...............16
1.2. Сложнопостроенные залежи и трудноизвлекаемые запасы УВС......................................21
1.3. Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО..........................................................................26
1.4. Перспективы развития газовой и нефтяной отрасли ЯНАО..............................................31
1.5. Классификации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири........................33
1.6. Вопросы методологии и ЗД моделирования........................................................................41
1.7. Выводы и предложения по 1 главе.......................................................................................46
2. СОСТОЯНИЕ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЯНАО.................................................................................................................................................49
2.1. Характеристика месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»...................49
2.2. Продуктивность и добывные возможности залежей УВС.................................................52
2.3. Рекомендации по совершенствованию дальнейшей разработки залежей........................57
2.4. Особенности гравитационного разделения флюидов в монолитных и слоистых пластах75
2.5. Влияние гравитационных сил на выработку запасов нефти Пограничного месторождения...............................................................................................................................88
2.6. Выводы и предложения по 2 главе.....................................................................................128
3. НОВЫЕ ПОДХОДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА С ТРИЗ. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА.......................................................................................................131
3.1. Традиционный подход при анализа выработки запасов малых нефтяных залежей......132
3.2. Методики расчета коэффициента охвата для систем вертикальных скважин...............145
3.3. Расчет коэффициента охвата для систем горизонтальных скважин...............................148
3.4. Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере Западной Сибири..........................................................................................................................................160
3.5. Геолого-промысловые модели сложнопостроенных газовых залежей...........................161
3.6. Научно-технические предложения по разработке малых залежей газа, содержащие ТрИЗ..............................................................................................................................................172
3.7. Технико-экономическая эффективность освоения газовых залежей..............................176
3.8. Выводы и предложения по 3 главе.....................................................................................180
4. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА........................................183
4.1. Обоснование эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов............184
4.2. Анализ эффективности применения ГРП..........................................................................193
4.3. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки воды. Обобщенный (разукрупненный) объект разработки.......................................................................................198
4.4. Обоснование систем разработки с горизонтальными скважинами.................................211
4.5. Выводы и предложения по 4 главе.....................................................................................220
5. АКТУАЛИЗАЦИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОИЗВЛЕЧЕНИЯ ДЛЯ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ............................................223
5.1. Методика анализа и оценка перспектив освоения нефтяных месторождений по их геолого-физической характеристике.........................................................................................224
5.2. Методические подходы к обоснованию выбора оптимальных геолого-технологических мероприятий на скважинах.........................................................................................................237
5.3. Решение задачи учета гравитационного разделения флюидов в слоистой модели.......252
5.4. Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов........................................................................................................................................258
5.5. Вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при разработке нефтяных залежей.........................................................................................................................................268
5.6. Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующие продуктивные
пласты [102, 104].........................................................................................................................277
5.7. Выводы и предложения по 5 главе.....................................................................................290
6. ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ....................................................................293
6.1. Совершенствование разработки Северо-Янгтинского нефтяного месторождения.......296
6.2. Внедрение ЗБС при разработке Тамбовского газоконденсатного месторождения.......304
6.3. Новые решения при разработке Марковского нефтегазоконденсатного месторожденияЗ 12
6.4. Перспективные проектные решения по разработке Высоковского нефтегазового месторождения.............................................................................................................................318
6.5. Совершенствование разработки Хвойного нефтяного месторождения..........................328
6.6. Анализ результатов разработки Мессояхского газового месторождения и предложения по повышению газоотдачи.........................................................................................................334
6.7. Применение авторских инноваций при разработке Ай-Еганского месторождения......343
6.8. Особенности реализации новых технологий разработки на Лиственском месторождении Удмуртской республики.................................................................................350
6.9. Выводы и предложения по 6 главе.....................................................................................360
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...............................................................................................................................363
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ....................................................................368
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ
АВПД - аномально высокое пластовое давление АНПД - аномально низкое пластовое давление а.о. - абсолютная отметка
АСПО - асфальто-смоло-парафинистые отложения
АКЦ - акустический цементомер
БГС - боковой горизонтальный ствол
БКГ - безкомпрессорный газлифт
ВНЗ - водонефтяная зона
ВНК - водонефтяной контакт
ВНФ - водонефтяной фактор
ВПП - выравнивание профиля приемистости
ВСГ - внутрискважинный газлифт
ВУС - вязкоупругие системы
ГВК - газоводяной контакт
ГДИ - гидродинамические исследования
ГИС - геофизические исследования скважин
ГКЗ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых
ГКМ - газоконденсатное месторождение
ГКО - глинокислотная обработка
ГНВЗ - газонефтеводяная зона
ГНЗ - газонефтяная зона
ГНК - газонефтяной контакт
ГОС - гелеобразующие системы
ГРП - гидроразрыв пласта
ГС - горизонтальная скважина
ГСК - гидродинамически связный коллектор
ГСР - геолого-статистический разрез
ГТМ - геолого-технологическое мероприятие
д.ед. - доли единиц
ЗБГС - зарезка бокового горизонтального ствола ЗБС - зарезка бокового ствола
ИННК - импульсный нейтрон-нейтронный каротаж
КИН - коэффициент извлечения нефти
КП - куполовидное поднятие
КРС - капитальный ремонт скважин
МЗС - многозабойная скважина
МОФП - модифицированная относительная фазовая проницаемость
МСП - модель слоистого пласта
МУН - методы увеличения нефтеотдачи
НГЗ - начальные геологические запасы
НИИ -научно-исследовательский институт
НИЗ - начальные извлекаемые запасы
НК - нефтяная компания
НКТ - насосно-компрессорная труба
НСР - начальные суммарные ресурсы
ОАО - открытое акционерное общество
ОПЗ - обработка призабойной зоны
ОРД - одновременно-раздельная добыча
ОРЗ - одновременно-раздельная закачка
ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация
ПАА - полиакриламид
ПАВ - поверхностно-активные вещества
ПГИ - промысловые геофизические исследования скважин
ПЗП - призабойная зона пласта
пос. - поселок
ППД - поддержание пластового давления
ППЭ - проект пробной эксплуатации
ПРС - подземный ремонт скважин
ПХГ - подземное хранилище газа
РД - руководящий документ
РИР - ремонтно-изоляционные работы
РК - разделитель колонн
СибНИИНП - Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности
ТюмГНГУ - Тюменский государственный нефтегазовый университет скв. -скважина
СКО - соляно-кислотная обработка
ТИЗ - текущие извлекаемые запасы
ТрИЗ - трудноизвлекаемые запасы
т.у.т - тонна условного топлива
ТЭО - технико-экономическое обоснование
УВС - углеводородное сырье
УОС - устройство для освоения скважин
УЭС - удельное электрическое сопротивление
УКПГ - установка комплексной подготовки газа
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства
ФОЖ - форсированный отбор жидкости
ЧНЗ - чистонефтяная зона
ШГН - штанговый глубинный насос
ЩСПК - щелочной сток производства капролактама
ЦКР - Центральная комиссия по разработке УВС
ЦКЗ - Центральная комиссия по запасам УВС
ЭЦН - электроцентробежный насос
ХМАО - Ханты-Мансийский автономный округ
ЯНАО - Ямало-Ненецкий автономный округ
Кисп - коэффициент использования фонда скважин
Кохв - коэффициент охвата вытеснением
Кп - коэффициент пористости
Кпр - коэффициент проницаемости
ГлЛ
Кпесч - коэффициент песчанистости Кпрод -коэффициент продуктивности Кф - конденсатный фактор Рпл - пластовое давление Тпл - пластовая температура
Ь - глубина скважины Ъ - эффективная толщина 8 -плотность сетки скважин.
«Разнообразие типов горизонтальных скважин является одним из главных ключей к тому, чтобы коэффициент охвата стремился к единице. Тогда КИН перестанет быть «журавлем в небе».
С.Н.Закиров
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. Характерной особенностью современного развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений на стадию падающей добычи углеводородного сырья (УВС). Из этого следует, что на фоне постоянного роста потребления нефти, газа и конденсата ресурсы недр истощаются. Этим определена необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, обозначенной в «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.»: обеспечение высоких объемов добычи нефти и газа и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%.
На осваиваемых месторождениях в течение последних лет отмечается 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. Как правило уменьшение запасов ведет к ухудшению коллекторских свойств, снижению входных дебитов, что ведет к увеличению доли трудноизвлекаемых запасам (ТрИЗ).
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 и трудноизвлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд. м3). Специфика этих месторождений обуславливает нестандартные подходы к их освоению и разработке, существенно отличающиеся от традиционных. Это касается не только темпов добычи, 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
Гл.1 7
время принципы размещения скважин с горизонтальным и пологим окончанием ствола, расчет плотности сетки таких скважин, оценка коэффициента охвата для систем разработки со скважинами различного профиля недостаточно обозначены и, как следствие, затруднен выбор оптимальной системы разработки.
Проектирование разработки нефтяных месторождений неотрывно связано с математическими моделями, которые описывают физические процессы, происходящие в пласте. В последнее десятилетия пристальное внимание уделяется трехмерному гидродинамическому моделированию. Однако при создании ЗД моделей, особенно на этапе пробной эксплуатации, существует недостаток и неопределенность исходных данных. Пробуренные скважины (обычно поисковые и разведочные) расположены на расстоянии 24 км друг от друга. Зачастую пробурено не более десятка скважин, а может быть даже единицы. Имеющиеся параметры коллекторов, свойства флюидов обычно приняты по аналогии с соседними месторождениями, что еще сильнее приводит к неопределенности.
И в проектировании должна быть «золотая» середина: использование как трехмерных, так и нульмерных, и одномерных моделей. Актуально также использование методик и рекомендаций, учитывающих эмпирический опыт и позволяющих выявить тренды при прогнозе.
Исходя из вышесказанного, можно выделить несколько уровней актуализации проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов сложнопостроенных месторождений: методологический - создание системы проектирования разработки сложнопостроенных залежей; научно-методический - обоснование новых способов повышения эффективности разработки 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 нефтяных и газовых
ГлЛ 8
месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением и ТрИЗ, 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 новых подходов к расчету коэффициента охвата для систем разработки со скважинами различного профиля и конструкции.
3. Создание методов технологической оценки эффективности освоения новых месторождений с учетом геолого-физической характеристики и технологических факторов, а также рекомендаций формирования программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) при регулировании разработкой залежей сложного геологического строения с трудноизвлекаемыми запасами.
4. Обоснование новых параметров характеристики вытеснения нефти водой при применении заводнения с целью достоверной оценки потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата.
5. Обоснование принципов проектирования разработки залежей нефти и газа с ТрИЗ на основе комплексного анализа выработки запасов с реализацией новых технологий и научно-технических решений.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются нефтяные и газовые месторождения с ТрИЗ, предметом - системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.
Научная новизна
1. На основе анализа выработки запасов нефти крупных пластово-сводовых залежей установлено, что в процессе внутриконтурного 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 их моделирования предложена слоистая модель пласта, учитывающая гравитационное разделение флюидов.
2. Разработаны научно-методические рекомендации по оценке эффективности освоения сложнопостроенных месторождений с ТрИЗ, предусматривающие расчет коэффициента охвата для систем скважин с пологим и горизонтальным окончанием ствола.
3. Даны научно-методические рекомендации по формированию программы геолого-технических мероприятий, включающие критерии выбора и позволяющие принимать решения по интенсификации добычи в конкретных скважинах.
4. Предложена новая обобщенная характеристика вытеснения нефти водой, позволяющая оценить потенциально извлекаемые запасы нефти и рассчитать коэффициент охвата вытеснением с минимальной погрешностью в условиях недостатка геолого-промысловой информации.
5. Разработана методика оценки эффективности освоения сложно-построенных залежей с ТрИЗ и методы проектирования систем их разработки скважинами различного профиля и конструкции (многозабойные, с горизонтальным окончанием, боковые стволы), одновременно-раздельная эксплуатация, с использованием спос�
-
Мулявин, Семен Федорович
-
доктора технических наук
-
Тюмень, 2013
-
ВАК 25.00.17
- Принципы классификации и высокоэффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
- Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа
- Исследование и разработка методов и технологий разработки сенон-туронских газовых залежей севера Западной Сибири
- Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами
- Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи
