Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа"

На правах рукописи

ЯКИМОВ ИГОРЬ ЕВГЕНЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2008

1 6 ОПТ 2008

003449325

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нанивский Евстахий Михайлович

- кандидат технических наук, доцент Безносиков Анатолий Федорович

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-

исследовательского и проектного института нефти Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть»)

Защита состоится 24 октября 2008 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу 625039, г. Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72-а, каб 32 Автореферат разослан 24 сентября 2008 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 273.01, доктор технических наук, профессор

-А-9

Г.П. Зоз)ля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Запасы газа уникальных и крупных месторождений севера Западной Сибири выработаны уже более чем на 50 %. В этих условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами К трудноизвлекаемым относятся запасы углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам К такой категории можно отнести запасы туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири

По данным многих исследователей туронские продуктивные отложения имеют региональное распространение, однако их изучению уделялось недостаточно много внимания К наиболее изученным из них относятся газовые залежи газсалинской пачки Южно-Русского, Заполярного, Харампурского, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений.

Ресурсная база рассматриваемых залежей достаточно высока Начальные запасы газа по категориям С(+С2 превышают 1,3 трлн м3, что позволяет рассматривать их как потенциальные источники промышленной добычи углеводородного сырья

Учитывая сложность геологического строения туронских газовых залежей, недостаточный объем геолого-промысловой информации, ухудшенные фильтрационные и емкостные свойства, требуется научное обоснование и разработка современных подходов к их освоению, что и определяет актуальность цели исследований Цель работы

Повышение эффективности разработки туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири с ухудшенными фильтрационными и емкостными характеристиками на основе разработки новых методов и технологий для их освоения

Основные задачи исследований

1 Анализ существующих методов и технологий освоения и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья (неопределенность информации, геолого-промысловые особенности разработки, низкая продуктивность, сложные термобарические условия)

2 Исследование влияния геолого-промысловых характеристик туронских газовых залежей севера Западной Сибири (степень геологической неоднородности, режим работы залежи, низкая пористость, высокая водонасыщенность, аномально высокое пластовое давление) на эффективность их разработки

3 Создание новых научно-технических и технологических решений по освоению и эксплуатации туронских залежей в неблагоприятных геологических за счет совершенствования схемы размещения многозабойных скважин (одиночное расположение, больших отклонений забоев скважин от вертикали)

4 Обоснование оптимальной системы разработки туронских газовых залежей на основе современных методов геолого-технологического моделирования

5 Технико-экономическая оценка эффективности предложенных решений по разработке газовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами

Научная новизна выполненной работы

1 На базе системного подхода, в условиях дефицита геолого-промысловой и технологической информации, разработаны принципы подготовки исходных данных для построения геолого-технологических моделей туронских газовых залежей при проектировании разработки

2 Предложены новые методы обоснования темпов отбора газа и определения продуктивных характеристик скважин для моделирования разработки специфических залежей газа в туронских отложениях месторождений севера Западной Сибири, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами и сравнительно большими запасами углеводородов

3 Разработаны новые научно-технические решения, позволяющие значительно повысить эффективность разработки туронских газовых залежей за счет бурения и эксплуатации многозабойных скважин Доказана экономическая эффективность и технологическая целесообразность их разработки

Практическая ценность и реализация

1 Выявлены особенности геологического строения и уточнены промысловые характеристики туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири, сформулированы основные проблемы, стоящие перед исследователями, заключающиеся в низкой степени геологической изученности, значительной неоднородности коллекторских, фильтрационно-емкостных свойств пластов и продуктивных характеристик скважин

2 Выполнен прогноз добычи газа по туронским залежам на ближайшую и отдаленную перспективу и обоснована стадийность ввода месторождений в промышленную эксплуатацию

3 В 2005-2007гг с участием автора выпущены два проектных документа «Проект разработки сеноманской (ПКО и сенонских (Ть Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 41-Г/2005 от 15 08 2005г) и «Проект опытно-промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол № 41-р/2007 от 20 07 2007г), реализация которых уже началась на Южно-Русском месторождении

4 В 2008 г заканчивается выполнение проекта на строительство экспериментальной трехзабойной скважины, рекомендованной автором, для освоения туронских газовых залежей Южно-Русского месторождения

Экономический эффект от внедрения разработок автора оценивается в 82 млн. руб

Апробация результатов исследований

Результаты исследований докладывались и обсуждались на. Международной научно-технической выставке «НЕФТЕГАЗ-92» (г Москва,

1992 г); IV и V Международных научно-практических конференциях «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г Кисловодск, 2006 г., 2007 г), заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром», ФА «Роснедра», Администрации ЯНАО (2003-2007 гг), научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург», ОАО «Севернефтегазпром», ОАО «ЛУКОЙЛ» Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 15 печатных работ, в том числе три тематических научно-технических обзора и 12 статей. Две работы помещены в изданиях рекомендованных ВАК РФ для публикации материалов кандидатских диссертаций Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка использованных источников, включающих 117 наименований Работа изложена на 175 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунка и 29 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении сформулированы проблемы геологического изучения и разработки трудноизвлекаемых запасов газа туронских залежей, показана важность и актуальность достижения поставленной цели, сформулированы задачи исследований, их научная новизна и практическая ценность Доказано, что одним из реальных путей реализации энергетической стратегии России на ближайшую и отдаленную перспективу является вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов газа

В первом разделе приведен обзор научных исследований в области разработки газовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, выявлены

основные направления совершенствования разработки и способы повышения эффективности освоения месторождений

В разные годы, проблемами повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа, занимались такие крупные ученые, как 3 С Алиев, К С Басниев, А Н Дмитриевский, О М Ермилов, С Н Закиров, Г А Зотов, Ю П Коротаев, Р И Медведский, Е М Нанивский, М М Сатаров, А П Телков, Р М. Тер-Саркисов, П Т Шмыгая, В Н Щелкачев

Применительно к Западной Сибири проблемами геологического обоснования разработки занимались многие исследователи Анализу особенностей геологического строения газовых залежей посвящены научные исследования В И Ермакова, А Э Конторовича, А Н Лапердина, В Н Маслова, А А Плотникова, В А Скоробогатова, Н А Туренкова и др

В последнее время самое широкое распространение получили комплексы численного математического моделирования, позволяющие наиболее полно учитывать имеющийся объем геолого-промысловой и технологической информации Решению этих вопросов в Западной Сибири посвящены работы Ю Е. Батурина, А С Гацолаева, Л Ф Дементьева, А Н. Кирсанова, С В Колбикова

Рост добычи газа на месторождениях севера Западной Сибири требует ввода в эксплуатацию залежей с низкими фильтрационными и емкостными характеристиками Существующие системы разработки, схемы вскрытия пластов уже не могут удовлетворять все возрастающим технико-экономическим, технологическим и экологическим требованиям Повышение эффективности разработки может достигаться за счет гидроразрыва пласта (ГРП), бурения горизонтальных (ГС), субгоризонтальных (СГС) и многозабойных скважин (МЗС) Теоретические основы бурения горизонтальных и многозабойных в скважин в России были заложены А М Григоряном, В А Брагиным, К А Царевичем В качестве положительного опыта извлечения трудноизвлекаемых запасов можно привести Оренбургское

нефтегазоконденсатное месторождение Сегодня здесь широко применяются технологии многоствольного бурения, позволяющие значительно повысить выработку запасов Вопросами технологии проводки таких скважин применительно к Западной Сибири занимались СИ Грачев, Н Н Закиров, Г П Зозуля, А Г Калинин, В В Кульчинский, Я М Курбанов, В П Овчинников, В М Шембергер и др

Во втором разделе автором проанализированы и обобщены геолого-промысловые особенности туронских газовых залежей севера Западной Сибири К ним относятся газовые залежи Южно-Русского, Заполярного, Харампурского, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений, находящихся в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Общая величина начальных запасов газа по рассматриваемым залежам составляющая по сумме категорий С1+С2 более 1,3 трлн м3, позволяет оценивать потенциальную добычу газа до 35 млрд м3 в год, что делает их достаточно привлекательными для вовлечения в разработку Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов сравнительно низкие, так коэффициент пористости по месторождениям изменяется от 25 до 29 %, коэффициент газонасыщенности - от 47 до 61 %, а коэффициент проницаемости не превышает 40 10'15м2 Такие коллекторские и фильтрационные свойства предопределяют ухудшенную примерно на порядок продуктивность туронских залежей по сравнению с сеноманскими, залегающими ниже Результаты испытания разведочных скважин на туронские залежи показывают, что максимальные рабочие дебиты газа изменяются от 64 тыс м3/сут на Заполярном месторождении до 216 тыс м3/сут на Южно-Русском

Анализ степени геологической изученности залежей свидетельствует о необходимости постановки дополнительных разведочных и опытно-промышленных работ, направленных на уточнение величины начальных запасов газа, коллекторских свойств и продуктивных характеристик, и

аналитических исследований в области совершенствования разработки

На основе анализа и обобщения геолого-промысловых характеристик туронских залежей автором проведено их ранжирование по степени изученности и очередности ввода в разработку (таблица 1)

Таблица 1 - Ранжирование туронских газовых залежей по степени подготовленности и возможности ввода в эксплуатацию

Вели- Степень Проду- Нали- Наличие

чина подго- ктив- чие ин- свобод-

Месторождение запасов газа товленности запасов ность залежи фраст-рукту-ры ных производственных мощностей Суммарный рейтинг-фактор Очередность освоения

Рейтинг-фактор

Харампурское 1 1 3 3 3 11 3

Южно-Русское 2 3 1 1 2 9 1

Заполярное 3 2 5 2 1 13 2

Новочасельское 5 4 2 5 5 21 5

Тэрельское 4 5 4 4 4 21 4

Ленское 6 6 6 6 6 30 6

Итоги исследования показали, что наиболее перспективными для первоочередного освоения являются туронские газовые залежи Южно-Русского и Заполярного месторождений В качестве первоочередного объекта для опытно-промышленной разработки и апробации новых технологий при освоении и эксплуатации туронских газовых залежей автор предлагает ЮжноРусское месторождение, на котором продуктивность залежей в 2-3 раза выше по сравнению с другими рассматриваемыми месторождениями Кроме того, туронские залежи изучены не только материалами поисково-разведочного бурения, но и проводкой эксплуатационных скважин на сеноманскую газовую залежь

В третьем разделе автором предложены новые технические и технологические решения по освоению туронских залежей, включающие создание геолого-технологических моделей разработки, обоснование методов

определения продуктивности и оптимальной конструкции эксплуатационных скважин

Применение современных методов моделирования дает возможность совместно решать основные текущие и перспективные задачи разработки газовых залежей, прогнозировать и регулировать темпы падения пластового давления, пути и интенсивность обводнения продуктивных пластов залежи путем перераспределения объемов добычи газа по площади и разрезу Сеточные математические модели позволяют охватить и учесть множество факторов, влияющих на разработку, и решать проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения

Для обоснования проектной продуктивности эксплуатационных скважин туронских залежей, первичные данные, полученные в процессе поисково-разведочных работ на других газовых залежах, могут быть использованы с определенной долей условности Это связано с малым объемом исследований и низким качеством исходной информации, а также значительной изменчивостью фильтрационных и емкостных характеристик залежей и рядом других причин

В связи с этим автором, проведены аналитические исследования, направленные на обоснование методов оценки продуктивности скважин, пробуренных на туронские продуктивные горизонты с учетом их возможных конструкций (вертикальные и наклонно-направленные скважины, скважины с горизонтальными окончаниями) на примере Южно-Русского месторождения Согласно формуле притока газа к забоям скважин

коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и Ъ определяются либо по данным газодинамических исследований по имеющемуся фонду разведочных скважин, либо рассчитываются по теоретическим формулам

где а,Ь - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от

Р1-Р>а<2 + Ь<2\

(1)

а =

(2)

параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины, соответственно (МПа 10'2)2 сут/тыс м3 и (МПа 10'2 сут/тыс м3)2; р„,,р, соответственно пластовое и забойное давление, МПа 10"', О - дебит газа при рл, и Тт тыс м3/сут, к - проницаемость пласта, м2 10"12, И - работающая эффективная газонасыщенная толщина, м, р^ - относительная плотность газа по воздуху при рт и Тст, дед, ц - вязкость газа, мПас, г - коэффициент сжимаемости газа, д ед., / - коэффициент макрошероховатости, д ед , ЯК, Яс -соответственно радиус контура питания и радиус скважины, м

Обозначив через ^ = и 0 = 1

—---— I, и упростив формулу (2) с

А. Я

учетом значений геолого-физических параметров туронской залежи ЮжноРусского месторождения, были получены следующие соотношения 0 386 Г , 0 0339

к И Ь О

(3)

по которым были определены средние величины Рср и С]ср на основе статистической обработки результатов испытаний разведочных скважин

Полученные значения Рср= 19,41 и Сср=0 0006657 были использованы для расчета фильтрационных коэффициентов для проектных вертикальных и горизонтальных скважин Для скважин с горизонтальным окончанием формула (3) приобретает вид

0 386 ^ , 0 0339 ...

к >!„„ /г,,, в

где й„„ = 1с С, Ь!С - длина горизонтального участка, м, С - интегральный коэффициент, учитывающий вертикальную анизотропию, степень перфорации горизонтального участка и песчанистость, д ед

Используя полученные зависимости для условий туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения и результаты испытаний разведочных скважин, рассчитанные рабочие дебиты субгоризонтальных скважин составят 200-250 тыс м3/сут при соответствующих дебитах разведочных вертикальных

скважин 40-60 тыс м3/сут. При этом средняя эффективная толщина вертикального разреза принята /г=7,2 м, а средняя длина горизонтального участка принята на основе модельных расчетов обоснована ¿гс=400-500 м

Выбор оптимальной конструкции скважин проводился на основе многовариантных расчетов прогнозных технологических показателей разработки туронских газовых залежей Южно-Русского месторождения и их технико-экономической оценки (таблицы 2 и 3)

По результатам анализа технологических и технико-экономических показателей, оптимальной конструкцией для освоения туронских залежей является многозабойная скважина с трехзабойным субгоризонтальным окончанием стволов разветвленной архитектуры, конструкция которой проиллюстрирована на рисунке 1

Таблица 2 - Конструкции скважин для вариантов разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения

Варианты разработки

0-р, 1-р 2-р 3-р 4-р

Фонд скважин 35 12 18 18

Конструкция скважин Субгоризонтальные с пологим окончанием по стволу длиной 420 м; 500 м Трехзабойные, разветвленной архитектуры с разводкой стволов на 120° и протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый Двухзабойные с ярусным расположением стволов протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый Двухзабойные, разветвленной архитектуры с разводкой стволов на 180° протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый

Пласт Ti Пласт Тг ч Ж J К

Таблица 3 - Сопоставление прогнозных технологических и технико-

экономических показателей разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения

Показатели Варианты разработки

Горизонтальные скважины Многозабойные скважины

0-р | 1-р 2-р | 3-р | 4-р

Технологические показатели разработки

Максимальная головая добыча газа, млрд м 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5

Фонд скважин, ед 35 35 12 18 18

Расчетный период, год 53 53 53 53 53

Суммарная добыча, млрд м"1 70,67 71,97 70,5 71,27 71,17

Газоотдача на конек расчетного периода, % 48,9 49,8 48,8 49,4 49,3

Период постоянной добычи, лет 4 8 7 5 5

Максимальный дебит скважины, тыс.ч^/сут 222 225 667 443 448

Конечное пластовое давление (экспл), МПа 1,63 1,52 1,56 1,67 1,69

Конечное устьевое давление, МПа 0,94 0,94 0,94 1,08 1,09

Максимальная депрессия на пласт, МПа 1,05 1,18 1,33 0,76 0,83

Технико-экономические показатели разработки

Капитальные вложения, млрд р 8,8 8,9 7,3 7,6 7,6

Эксплуатационные расходы, млрд р 18,3 18,7 16,1 16,7 16,6

Себестоимость добычи, руб /1000 ч3 газа 400 389 344 356 357

Дисконтированная денежная наличность, млрд р 0,6 1,2 2,5 2,0 2,0

Внутренняя норма доходности,"/« 11,4 12,6 16,9 15,2 15,3

Срок окупаемости, лет 9 8 7 7 7

Рисунок 1 - Конструкция трехзабойной скважины

Таким образом, учитывая низкие геолого-промысловые характеристики рассматриваемых залежей, автор рекомендует использование многозабойных скважин как способ повышения эффективности разработки

Четвертый раздел посвящен выбору оптимальной системы разработки и выработке концепции освоения туронских газовых залежей, которая заключается в обосновании темпа отбора газа в условиях проявления преимущественно газового режима работы и очередности ввода месторождений в промышленную эксплуатацию

Проведенный анализ геолого-промысловых особенностей туронских залежей, их степени подготовленности к освоению, позволил оценить сроки ввода месторождений в эксплуатацию, а также определить уровни максимальной годовой добычи газа

В основу обоснования выбора темпа отбора и, как следствие, максимальных уровней годовой добычи газа были положены начальные запасы газа туронских залежей по сумме категорий С1+С2, продуктивные характеристики и режим работы залежей

Для обоснования оптимального темпа отбора газа из туронских залежей автором был проведен статистический анализ имеющейся информации по истории разработки сеноманских и валанжинских газовых залежей

На рисунке 2 приведена эмпирическая зависимость темпа отбора от величины начальных запасов газа на разрабатываемых сеноманских залежах, которая описывается эмпирическим уравнением с корреляционным отношением 0,62

у = 8,4464 х0Д134, (5)

где у — темп отбора, %, х - величина начальных запасов, млрд м3

Однако использование полученной зависимости для туронских залежей некорректно, т к степень дренирования запасов в этих случаях будет различна даже не смотря на бурение горизонтальных и многозабойных скважин, что связано с различными геолого-физическими характеристиками залежей Как

показали результаты геолого-технологического моделирования, степень уменьшения дренируемых запасов, а следовательно и возможных уровней годовой добычи газа из туронских залежей по сравнению с сеноманскими составит 1,25-2,0. При этом более крупные залежи характеризуются достаточно большой степенью дренирования, а на сравнительно небольших необходимо значительно увеличивать темп отбора.

6

5

£

а м

а I

и 4 а а. о ю н

° 3 с

Н

2

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Начальные запасы газа, млрд.м

Рисунок 2 - Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по сеноманским залежам

В первую очередь это определяется продуктивностью скважин, которая кроме всего прочего зависит от эффективной газонасыщенной толщины величины этажа газоносности и плотности сетки скважин. Поэтому при плотной сетке можно увеличивать степень дренируемости запасов за счет форсированного отбора газа из малых залежей. Для обеспечения эффективной разработки малых залежей можно быстро пробурить несколько скважин, а на больших требуется очередность разбуривания, которая может длиться несколько лет.

Для дополнительного обоснования уровней добычи газа из туронских залежей автором получена зависимость темпа отбора газа от начальных запасов

Етыпуровское

ЛВынгаяхинское ч^в З-Таркосалинское ^^Вы и га пуро вс кое ______ ""*•-■—. ♦Комсомольское ______________ Южно-Русское •^^ГррГ?--- Заполярное — .....— • .....

• Ен-Яхинокое • Медвежье

по валанжинским газоконденсатным залежам месторождений севера Западной Сибири, которые обладают достаточно близкими коллекторскими свойствами (рисунок 3)

200 400 600 800 1000 1200 Начальные запасы газа, млрд.м3

1400 1600

• Туронски е залежи ■ Валанжинские залежи

Рисунок 3 - Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по

валанжинским и туронским залежам (валанжинские залежи: 1- Западно-Таркосалинское, 2 - Южно-Мессояхское, 3 - Северо-Уренгойское, 4 - Ен-Яхинское, 5 - Хальмерпаютинское, 6 - Ямбургское, 7 - Уренгойское, туронские залежи 8 - Ленское, 9 - Новочасельское, 10 - Тэрельское, 11 - Заполярное, 12 - Южно-Русское, 13 - Харампурское)

Анализ полученных зависимостей показывает достаточно хорошую сходимость между темпами отбора газа из валанжинских и туронских залежей

С учетом эмпирических зависимостей на основе многовариантных расчетов прогнозных технологических показателей разработки, автором обоснованы темпы отбора и уровни максимальной годовой добычи газа из туронских залежей, приведенные в таблице 4 Сроки ввода месторождений в эксплуатацию определялись с учетом проведенного во втором разделе ранжирования, включающего возможность реализации продукции и загрузку

существующей газотранспортной системы

Таблица 4 - Темпы отбора, годовая добыча газа и сроки ввода залежей в разработку

Месторождения Год ввода в разработку Темп отбора от начальных запасов газа, % Максимальная годовая добыча газа, млрд м3

Южно-Русское 2011 3,0 8,0

Заполярное 2011 3,7 4,5

Харампурское 2012 2,0 14,0

Тэрельское 2013 3,87 2,7

Новочасельское 2013 3,9 2,1

Ленское 2014 3,92 1,7

На основе прогноза технологических показателей разработки, автором предложена концепция освоения туронских газовых залежей севера Западной Сибири, основные положения которой сводятся к следующему

1 Сроки ввода месторождений в разработку определяются в первую очередь технико-экономическими соображениями (запасы газа, потенциальная продуктивность скважин, развитость инфраструктуры, наличие свободных производственных мощностей и др )

2 Темпы отбора газа определяются величиной начальных запасов газа, добывными возможностями скважин, требованиями равномерной отработки залежей по площади и разрезу, пропускной способностью и загрузкой существующих газотранспортных систем

3 Разработка залежей осуществляется на основе новых технических решений, позволяющих достичь рентабельной добычи газа (бурение скважин сложной архитектуры, методы интенсификации и др)

4 Наличие преимущественно газового режима работы залежей форсировать работу скважин и осуществлять эффективный и надежный прогноз изменения технологических показателей разработки

Анализ основных технологических показателей разработки, приведенных в таблице 5, по рассмотренным туронским залежам, показывает, что за расчетный период эксплуатации будут получены положительные результаты,

которые характеризуются прогнозными коэффициентами газоотдачи от 51 % до 83 % и достаточно продолжительными периодами постоянной добычи газа (9-14 лет) Максимальный уровень годовой добычи газа по группе месторождений оценивается в объеме 33 млрд м3, который достигается в 2015 г и длится по 2022 г, для обеспечения которого необходима эксплуатация 161 многозабойной скважины Накопленная добыча газа за рассматриваемый период (30 лет) составит 60 % от общих начальных запасов газа по всем залежам

Таблица 5 - Основные технологические показателей разработки туронских газовых залежей

Показатели Месторождения

Харпам-пурское ЮжноРусское Заполярное Новоча-сельское Тэрель-1 ское Ленское [

Год ввода в разработку 2012 2011 2011 2013 2013 2014

Годовая добыча газа, млрд м3 14 8 4,5 2,1 2,7 1,7

Фонд добывающих скважин, ед 52 32 34 9 19 15

Накопленная добыча газа, млрд.м3 359 180 99 43 58 35

Газоотдача на 2040 г, % 50,8 66,4 81,4 79,8 82,8 80,6

Период постоянной добычи, лет 14 9 11 9 12 11

Средний дебит скважины, тыс м3/сут 753 699 370 677 397 317

Средняя депрессия на пласт, МПа 0,98 1,18 0,88 0,98 0,88 0,78

Обводнение залежи на 2040 г, % 5,1 7,1 11,3 12,3 11,6 12,5

Туронские залежи рассмотренных месторождений характеризуются наличием аномально высокого начального пластового давления, что связано с относительной изолированностью от водонапорного бассейна В связи с этим прогнозируется сравнительно небольшой темп обводнения залежей в процессе

разработки — 5,1-12,6% Этот факт также способствует повышению эффективности добычи газа, т к вероятность выбытия скважин из эксплуатации по причине их обводнения достаточно низка

В пятом разделе автором выполнена технико-экономическая оценка эффективности разработки туронских залежей, которая показала, что их освоение вполне рентабельно даже при существующей ценовой политике Так внутренняя норма доходности за рассматриваемый период будет выше 15 % и изменяться в зависимости от продуктивных характеристик и условий реализации газа от 15,2 до 20,2 %

Согласно расчетам технико-экономических показателей разработки, в освоение туронских газовых залежей потребуется порядка 170 млрдруб (включая НДС) капитальных затрат Максимальный удельный вес в структуре капитальных вложений занимают затраты в обустройство месторождений -70% Затраты на бурение скважин и в строительство газопроводов подключения составят соответственно 11 % и 17 % Средняя себестоимость добычи газа за 1000 м3 составит на Заполярном месторождении 488 руб, Южно-Русском - 484 руб, Новочасельском - 816 руб, Харампурском - 373 руб , Тэрельском - 556 руб и Ленском - 730 руб

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Туронский газоносный комплекс на севере Западной Сибири содержит доказанные промышленные запасы газа на Харампурском, Южно-Русском, Заполярном, Новочасельском, Тэрельском и Ленском месторождениях Суммарная величина начальных запасов газа туронских залежей превышает 1,3 трлн м3, что позволяет прогнозировать промышленную добычу природного газа до 35 млрд м3 газа в год По данным некоторых исследователей туронские продуктивные отложения прогнозируются и на других месторождениях (Медвежье, Губкинское, Вынгапуровское и др ), что также является фактором повышения эффективности разработки.

2 На основе всестороннего изучения свойств туронских залежей, автором предложены новые методы определения продуктивных характеристик залежей и скважин, как основы для принятия эффективных решений по освоению залежей

-3 Наиболее перспективным методом повышения эффективности разработки месторождений с низкими продуктивными характеристиками является использование многозабойных скважин Такие технологии уменьшают потребность в устьевом оборудовании, позволяют свести к минимуму размеры кустовых площадок, снизить неблагоприятное воздействие на окружающую природную среду Использование скважин сложной архитектуры облегчает проходку верхней части разреза, что особенно важно в условиях наличия ММП

4 Для разработки туронских залежей месторождений севера ЯНАО автором рекомендуется применение многозабойных скважин с трехзабойным субгоризонтальным окончанием стволов разветвленной архитектуры

5 Автором предложена концепция освоения туронских газовых залежей севера Западной Сибири, определяющая очередность ввода месторождений в разработку, темпы отбора газа, способы разбурнвания залежей, пути и возможности транспортировки углеводородной продукции Согласно предложенной концепции максимальный уровень годовой добычи газа из туронских залежей оценивается в объеме 33 млрд м3

6 Для снижения затрат по реализации продукции целесообразно и разделение транспортных потоков газа по двум направлениям - северному и южному Экономическая оценка освоения туронских залежей доказывает высокую эффективность прогнозируемой разработки Внутренняя норма доходности составит 16 - 20 %

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кирсанов А Н Промыслово-геологический анализ разработки сеноманских залежей газа Тюменской области /АН Кирсанов, Г И. Облеков,

Ю Г Тер-Саакян, И Е Якимов, Н Н Кирсанов, В И Кислова // Обзорная информ Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений -М . ВНИИЭгазпром, 1991 - 54 с.

2 Якимов И Е Системный подход к организации и проведению промыслово-геологического и геофизического контроля за разработкой залежей углеводородов / И Е Якимов, С А. Кравцов, Ю Г Тер-Саакян II Методология системного анализа проблем разработки нефтяных и газовых месторождений Сб тез докл методологического семинара - Пермь Пермский политехнический институт, 1991 -С 17-19

3 Кирсанов АН Технология подсчета и дифференциации запасов газа / А.Н Кирсанов, Г И Облеков, Ю Г Тер-Саакян, И С Гутман, А И Райкевич, НН Кирсанов, ИЕ Якимов // Газовая промышленность - М. Недра, 1992, №5 -С 60-63

4 Малыхин А Я Технология исследования прискважинной области пласта электрическими зондами / А Я Малыхин, А И Демьяновский, Т А Нохрина, И Н Головачева, А Н Кирсанов, И Е Якимов // Газовая промышленность -М Недра, 1992, № 5 -С 66-67

5 Масленников В В Рекомендации по контролю за разработкой сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения / В В Масленников, А Н Лапердин, И Е Якимов // Обзорная информ Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М. ИРЦ Газпром, 2000 - 37 с

6 Лапердин А Н Основные принципы разработки многокупольных газовых месторождений (на примере Комсомольского месторождения) / А Н Лапердин, А В Кононов, В Н Маслов, М И Галькович, И Е Якимов, О М Ермилов // Обзорная информ Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений -М ИРЦ Газпром, 2001 -35 с

7 Лапердин АН Основные проектные решения по разработке сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения /АН Лапердин,

ИЕ Якимов, А В Кононов // НТС Сер Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М ООО «ИРЦ Газпром», 2001, №4 - С 92-97

8 Лапердин А Н Принципиальные решения по разработке сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения / АН Лапердин, А В. Кононов, И Е Якимов // НТС Сер Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М ООО «ИРЦ Газпром», 2001, № 5. - С 41-46

9 Аршинов М С Оптимизация места заложения площадки УКПГ / М С Аршинов, А Н Лапердин, И Е. Якимов // НТС Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности Сер Газификация Природный газ в качестве моторного топлива Подготовка, переработка и использование газа -М ООО «ИРЦГазпром», 2004, № 1 -С 11-13

10 Маслов В Н Рациональное использование энергии пласта как основной принцип управления разработкой месторождения / В Н Маслов, А С Гацолаев, И Е Якимов, С Г Кочетов // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти Сб докл ГУмеждунар науч-практич конф (Кисловодск, 11-15 сентября 2006г) -Ставрополь РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2006 - С 78-87

11 Лесниченко А Г Проблемы доразработки Медвежьего газового месторождения / А Г Лесниченко, А Н Лапердин, А И Чепикова, И Е Якимов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири Сб науч тр ТюмГНГУ -Тюмень, 2006, № 2 -С 291-295

12 Якимов ИЕ. Оценка эффективности разработки месторождений с применением многоствольных скважин / ИЕ. Якимов, ЗП Гореликова, ЕА Брагина // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири Сб науч тр - Тюмень1 ООО «ТюменНИИгипрогаз», СПб- Недра С-Петерб отделение, 2007 -С. 126-132

13 Лалердин АН. Проблемы освоения туронских газоносных пластов Южно-Русского месторождения /АН Лапердин, А С Гацолаев, И Е Якимов, А И Мальцев // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти Тез докл V междунар науч-практич конф (Кисловодск, 15-19октября2007г) -Ставрополь РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007 - С 100-103

14 Лапердин АН Использование потенциала Ямсовейского месторождения для регулирования сезонной неравномерности добычи газа /АН Лапердин, А С. Гацолаев, И Е Якимов, А И Мальцев, С Г Кочетов // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти Тез. докл. V междунар науч -практич. конф (Кисловодск, 15-19 октября 2007г) - Ставрополь РИО ОАО «СевКавНИПИгаз»,2007 -С 118-123

15. Якимов ИЕ Совершенствование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа туронских залежей севера Западной Сибири // Спец. сб Сер Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М ООО «ИРЦ Газпром», 2008, № 1

-С 63-65

Соискатель

Якимов И Е.

Подписано в печать 22 09 2008 г Формат 60x84/16 Бумага Ballet Печать Riso Уел печ л 1,00 Тираж 100 Заказ 171

Отпечатано на полиграфическом оборудовании ООО «ТюменНИИгипрогаз» Лицензия № 02469 от 27 07 2000г 625019 г Тюмень, ул Воровского, дом 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Якимов, Игорь Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОБЗОР НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ

РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ.

1.1 Геолого-промысловое обоснование рациональной добычи трудноизвлекаемых запасов газа.

1.2 Принципы моделирование разработки месторождений углеводородного сырья.

1.2.1 Геологическое моделирование, как фактор эффективной эксплуатации месторождений углеводородов.

1.2.2 Математическое моделирование газовых месторождений.

1.3 Методы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

1.3.1 Применение методов ГРП.

1.3.2 Горизонтальное бурение как способ повышения производительности скважин.

1.3.3 Многозабойные скважины как новые технологии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

1.4 Опыт разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ПРОМЫСЛОВЫЕ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

2.1 Анализ особенностей туронской газовой залежи на Харампруском месторождении.

2.2 Анализ особенностей туронских газоносных пластов ЮжноРусского месторождения.

2.3 Анализ особенностей геологического строения туронской газовой залежи Заполярного месторождения.

2.4 Геолого-промысловые особенности туронской газовой залежи Новочасельского месторождения.

2.5 Геологические и промысловые особенности туронской газовой залежи Тэрельского месторождения.

2.6 Геолого-промысловые особенности туронских газоносных пластов Ленского месторождения.

2.7 Ранжирование туронских залежей с целью очередности их ввода в разработку.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 НОВЫЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОСВОЕНИЮ ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

3.1 Проблемы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

3.2 Основные принципы проектирования рациональной разработки туронских газовых залежей.

3.2.1 Обоснование геолого-технологических моделей разработки газовых залежей.

3.2.2 Исходные данные для технологических расчетов и обоснование проектной продуктивности добывающих туронских скважин.

3.3 Обоснование оптимальной конструкции добывающих скважин. . 104 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

4.1 Критерии выбора оптимальной системы разработки туронских газовых залежей.

4.2 Прогноз показателей разработки туронских газовых залежей.

4.3 Концепция освоения туронских газовых залежей.

4.4 Принципиальные научно-технические решения по внутрипромысловому, межпромысловому и внешнему транспорту газа.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ

ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ИЗ ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

5.1 Общая часть.

5.2 Принципы налогообложения газодобывающих предприятий.

5.3 Оценка капитальных вложений в освоение туронских залежей.

5.4 Затраты на производство (эксплуатационные расходы).

5.5 Расходы, связанные с реализацией продукции. Выручка от реализации товарной продукции.

5.6 Технико-экономическая оценка эффективности разработки туронских залежей.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа"

Актуальность проблемы

Запасы газа уникальных и крупных месторождений севера Западной Сибири выработаны уже более чем на 50 %. В этих условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К трудноизвлекаемым относятся запасы углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам. К такой категории можно отнести запасы туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири.

По данным многих исследователей туронские продуктивные отложения имеют региональное распространение, однако их изучению уделялось недостаточно много внимания. К наиболее изученным из них относятся газовые залежи газсалинской пачки Южно-Русского, Заполярного, Харампурского, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений.

Ресурсная база рассматриваемых залежей достаточно высока. Начальные запасы газа по категориям Ci+C2 превышают 1,3 трлн.м , что позволяет рассматривать их как потенциальные источники промышленной добычи углеводородного сырья.

Учитывая сложность геологического строения туронских газовых залежей, недостаточный объем геолого-промысловой информации, ухудшенные фильтрационные и емкостные свойства, требуется научное обоснование и разработка современных подходов к их освоению, что и определяет актуальность цели исследований.

Цель работы

Повышение эффективности разработки туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири с ухудшенными фильтрационными и емкостными характеристиками на основе разработки новых методов и технологий для их освоения.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов и технологий освоения и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья (неопределенность информации, геолого-промысловые особенности разработки, низкая продуктивность, сложные термобарические условия).

2. Исследование влияния геолого-промысловых характеристик туронских газовых залежей севера Западной Сибири (степень геологической неоднородности, режим работы залежи, низкая пористость, высокая водонасыщенность, аномально высокое пластовое давление) на эффективность их разработки.

3: Создание новых научно-технических и технологических решений по освоению и эксплуатации туронских залежей в неблагоприятных геологических условиях за счет совершенствования схемы размещения многозабойных скважин (одиночное расположение, большие отклонения забоев скважин от вертикали).

4. Обоснование оптимальной системы разработки туронских газовых залежей на основе современных методов геолого-технологического моделирования.

5. Технико-экономическая оценка эффективности предложенных решений по разработке газовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Научная новизна выполненной работы

1. На базе системного подхода, в условиях дефицита геолого-промысловой и технологической информации, разработаны принципы подготовки исходных данных для построения геолого-технологических моделей туронских газовых залежей при проектировании разработки.

2. Предложены новые методы обоснования темпов отбора газа и определения продуктивных характеристик скважин для моделирования разработки специфических залежей газа в туронских отложениях месторождений севера Западной Сибири, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами и сравнительно большими запасами углеводородов.

3. Разработаны новые научно-технические решения, позволяющие значительно повысить эффективность разработки туронских газовых залежей за счет бурения и эксплуатации многозабойных скважин. Доказана экономическая эффективность и технологическая целесообразность их разработки.

Практическая ценность и реализация

1. Выявлены особенности геологического строения и уточнены промысловые характеристики туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири, сформулированы основные проблемы, стоящие перед исследователями, заключающиеся в низкой степени геологической изученности, значительной неоднородности коллекторских, фильтрационно-емкостных свойств пластов и продуктивных характеристик скважин.

2. Выполнен прогноз добычи газа по туронским залежам на ближайшую и отдаленную перспективу и обоснована стадийность ввода месторождений в промышленную эксплуатацию.

3. В 2005-2007гг. с участием автора выпущены два проектных документа «Проект разработки сеноманской (TIKi) и сенонских (Ть Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 41-Г/2005 от 15.08.2005г.) и «Проект опытно-промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол № 41-р/2007 от 20.07.2007г.), реализация которых уже началась на Южно-Русском месторождении.

4. В 2008 г. заканчивается выполнение проекта на строительство экспериментальной трехзабойной скважины, рекомендованной автором, для освоения туронских газовых залежей Южно-Русского месторождения.

Экономический эффект от внедрения разработок автора оценивается в 82 млн. руб.

Автор выражает глубокую признательность за поддержку идей, научную и консультационную помощь чл.-корр. РАН О.М. Ермилову, д.т.н, проф. v

Крылову Г.В., д.т.н, проф. Грачеву С.И., д.г.-м.н. Лапердину А.Н., д.т.н. Маслову В.Н., д.г.-м.н. Скоробогатову В.А., д.г.-м.н. Дорошенко А.А., д.т.н.

Облекову Г.И., к.т.н. Зинченко И.А., к.т.н. Юшкову А.Ю., к.г.-м.н. Скрылеву С.А., к.т.н. Кучерову Г.Г., к.т.н. Сехниашвили В.А., к.т.н. Кононову А.В., к.т.н. Кустышеву А.В., к.э.н. Меркушеву М.И., к.т.н. Кузнецову Р.Ю., Гацолаеву А.С., Дорофееву А.А., Балину В.П., Вовк С.Г.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Якимов, Игорь Евгеньевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Туронский газоносный комплекс на севере Западной Сибири содержит доказанные промышленные запасы газа на Харампурском, Южно-Русском, Заполярном, Новочасельском, Тэрельском и Ленском месторождениях. Суммарная величина начальных запасов газа туронских залежей превышает 1,3 трлн.м , что позволяет прогнозировать промышленную добычу природного газа до 35 млрд.м газа в год. По данным некоторых исследователей туронские продуктивные отложения прогнозируются и на других месторождениях (Медвежье, Губкинское, Вынгапуровское и др.), что также является фактором повышения эффективности разработки.

2 На основе всестороннего изучения свойств туронских залежей, автором предложены новые методы определения продуктивных характеристик залежей и скважин, как основы для принятия эффективных решений по освоению залежей.

3 Наиболее перспективным методом повышения эффективности разработки месторождений с низкими продуктивными характеристиками является использование многозабойных скважин. Такие технологии уменьшают потребность в устьевом оборудовании, позволяют свести к минимуму размеры кустовых площадок, снизить неблагоприятное воздействие на окружающую природную среду. Использование скважин сложной архитектуры облегчает проходку верхней части разреза, что особенно важно в условиях наличия ММП.

4 Для разработки туронских залежей месторождений севера ЯНАО автором рекомендуется применение многозабойных скважин с трехзабойным субгоризонтальным окончанием стволов разветвленной архитектуры.

5 Автором предложена концепция освоения туронских газовых залежей севера Западной Сибири, определяющая очередность ввода месторождений в разработку, темпы отбора газа, способы разбуривания залежей, пути и возможности транспортировки углеводородной продукции. Согласно предложенной концепции максимальный уровень годовой добычи газа из туронских залежей оценивается в объеме 33 млрд.м3.

6 Для снижения затрат по реализации продукции целесообразно и разделение транспортных потоков газа по двум направлениям - северному и южному. Экономическая оценка освоения туронских залежей доказывает высокую эффективность прогнозируемой разработки. Внутренняя норма доходности составит 16-20%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Якимов, Игорь Евгеньевич, Тюмень

1. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. Печера: «Печерское время», 2002. - 894 с.

2. Алиев З.С. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин / З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, С.А. Рогачев. М.: «Техника», 2001. - 95 с.

3. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. М.: Недра, 1995.-131 с.

4. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг. М.: Ижевск, 2003. - 479 с.

5. Бристер Р. Оптимальные соединительные звенья для многозабойных скважин» / Р. Бристер, Дж. Оберкирчер // Сборник СНИ — SPE 64699, представленный на Международную конференцию и выставку по нефти и газу. Пекин, Китай, 7-10 ноября 2000 года.

6. Вестгард Д. Многозабойные уровни скважин, обзор, слабо модифицированные. Журнал нефтяных технологий 54, № 9 (сентябрь, 2002 г.). С. 22-28.

7. Вистелиус А.Б. Материалы к литостратиграфии продуктивной толщи Азербайджана Л.: Изд. АН СССР, 1961.

8. Вяхирев Р.И. Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. -М.: Недра, 1999. 412с.

9. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазокон-денсатных месторождений Тюменского Севера / В.В. Ремизов, Л.Ф. Дементьев, А.Н. Кирсанов и др.; Под ред. А.Н. Кирсанова. М.: Недра, 1996. - 362 с.

10. Государственный баланс запасов горючих подземных ископаемых. Запасы свободного газа по ЯНАО по состоянию на 01.01.2006 г. Москва, 2006.

11. Гриценко А.И. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа / А.И. Гриценко, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов, А.Н. Кирсанов, Г.А. Зотов, Е.М. Нанивский, Р.С. Сулейманов. М.: Недра, 1992.368 с.

12. Гриценко А.И. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения / А.И. Гриценко, А.Д. Седых. М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.

13. Дементьев Л.Ф. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, Ш.А. Жданов, А.Н. Кирсанов. М.: Недра, 1977.-281 с.

14. Дементьев Л.Ф. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей / Л.Ф. Дементьев, Н.А. Туренков, А.Н. Кирсанов и др. // НТС. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений М.: ВНИИЭгазпром, 1984. - Вып. 5 - 47 с.

15. Драцов В.Г. Пересчет запасов газа продуктивного пласта газсалинской пачки Заполярного месторождения по состоянию на 01.01.04г. / В.Г. Драцов, В.Ю. Трухин, Т.Д. Наказная, Л.А. Кондратьева // Отчет о НИР ООО «ЦНИП ГИС». Москва, 2004. - 163 с.

16. Ермаков В.И. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов Н.Н. и др. М.: Недра, 1995. - 464 с.

17. Ермилов О.М. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири / О.М. Ермилов,

18. B.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев. Новосибирск: СО РАН, 2003. - 78 с.

19. Закиров И.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов / И.С. Закиров, Э.С. Закиров // Газовая промышленность. М.: 1997, Вып. 7.-С. 68-71.

20. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров, М.Н. Баганова, А.В. Спиридонов. М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004. — 520 с.

21. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача». М.: Издательский Дом «Грааль», 2002. - 314 с.

22. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений /

23. C.Н. Закиров, Б.Б. Лапук.- М.: Недра, 1974. 374 с.

24. Закиров С.Н. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности / С.Н. Закиров, В.И. Пискарев, П.А. Гереш, С.Е. Ершов. — М.: ИРЦ Газпром, 1997. 137 с.

25. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. - 402 с.

26. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1971. - 208 с.

27. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301с.

28. Кноринг Л.Д. Основы теории оптимизации разведки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1980. 304 с.

29. Ковальчук Н.Р. Методы разведки и оценки запасов месторождений нефти и газа. Киев: Наукова думка, 1986. 207 с.

30. Колбиков С.В. Оптимизация распределения отбора газа из месторождения по скважинам // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1981.- Вып. 3. 33 с.

31. Комплексный подход к решению проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов. Мокшаев А.Н. // Материалы XVI международного конгресса «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи». CITOGIC2OO6-TOMCK.

32. Коротаев Ю.П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров. М.: Недра, 1981.- 346 с.

33. Коррективы комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения: Отчет о НИР / 000»ТюмеНИИгипрогаз»; Руководитель В.Н. Маслов. Тюмень, 1999. - 406 с.

34. Крылов А.П. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов, А.Н. Бучин, В.В. Воинов. М.: Гостоптехиздат, 1962. — 730 с.

35. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1957. - С. 116-139.

36. Крылов Г.В. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.В. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов. — Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. 388 с.

37. Лапердин А.Н. Алгоритм расчета средних взвешенных параметров залежи // Сб. науч. тр. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - Вып. 1/9. -С. 9-11.

38. Лапердин А.Н. Геолого-экономические критерии оптимизацииразведки нефтяных и газовых месторождений // Геологическое моделирование газовых месторождений: Сб.науч.тр. М.: ВНИИгаз, 1988. - С. 54-64.

39. Лапердин А.Н. Совершенствование разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геолого-промысловой информации. Диссертация на соискание ученой доктора геол.-минер. наук. — Тюмень, 2006. 390 с.

40. Лапердин А.Н. Оценка продуктивности скважин с горизонтальными забоями // Сборник научных трудов НЛП «Тюменгазтехнология», Проблемы повышения газоконденсато- и нефтеотдачи на месторождениях Севера Западной Сибири. Тюмень, 1991. - С. 34-42.

41. Лапердин А.Н. Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье / А.Н. Лапердин, В.К. Голубкин, В.Н. Маслов, В.В. Дмитрук, О.М.

42. Ермилов, В.В. Масленников // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2001. - Вып. 5.-51 с.

43. Лесниченко А.Г. Проблемы доразработки Медвежьего газового месторождения / А.Г. Лесниченко, А.Н. Лапердин, А.И. Чепикова, И.Е. Якимов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ТюмГНГУ. — Тюмень, 2006, Вып. 2. С. 291-295.

44. Масленников В.В. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их состоянию / В.В. Масленников, Г.В. Крылов,

45. В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин, М.И. Меркушев. М.: ИРЦ Газпром, 2000. -243 с.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000. - 97 с.

47. Малыхин А.Я. Технология исследования прискважинной области пласта электрическими зондами / А.Я. Малыхин, А.И. Демьяновский, Т.А. Нохрина, И.Н. Головачева, А.Н. Кирсанов, И.Е. Якимов // Газовая промышленность. -М.: Недра, 1992, № 5. С. 66-67.

48. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев М.: Недра, 1973.304 с.

49. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Т. Кондратюк -М.: Нефть и газ, 1996.-190 с.

50. Оперативный подсчет запасов нефти и газа по Ленской площади Восточно-Тэрельского лицензионного участка по состоянию на 1.01.2003 г. Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель С.А. Скрылев. — Тюмень, 2003.

51. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. Р.И. Вяхирева. М.: Наука, 1997. - 655 с.

52. Потомки Прометея. Геологическая служба газовой промышленности / Г.Г. Кучеров, B.C. Парасына, B.C. Маслов; под ред. М.М. Золочевского. М.: ООО «Фирма Росток», 2005. - 320 с.

53. Проект разработки Вынгапуровского месторождения: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов Тюмень, 1983. - 111 с.

54. Проект разработки Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Лапердин. Тюмень, 1998. - 194 с.

55. Проект разработки Западно-Таркосалинского месторождения: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов Тюмень, 1990. - 196 с.

56. Проект разработки сеноманской газовой залежи Губкинскогоместорождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель В.Н. Маслов Тюмень, 1995. - 260 с.

57. Проект разработки сеноманской (ПК1) и сенонских (Ть Т2) залежей Южно-Русского месторождения. Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель И.Е. Якимов Тюмень, 2004. - 423 с.

58. Проект опытно-промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения. Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель И.Е. Якимов Тюмень, 2006. - 265 с.

59. Протокол № 1354 заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра) по рассмотрению материалов подсчета запасов свободного газа пластов ПКЬ Tj и Т2 Южно-Русского месторождения от 23.04.2007г. Москва, 2007. - 19 с.

60. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1999. 88 с.

61. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири/ А.И.Гриценко, Е.М.Нанивский, О.М.Ермилов и др. М.: Недра, 1991. - 304с.

62. Ремизов В.В. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.В. Ремизов, Л.Ф. Дементьев, А.Н. Кирсанов и др. М.: Недра, 1996. - 362 с.

63. Ремизов В.В. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями / В.В. Ремизов, В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин, О.М. Ермилов, П.С. Чугунов // Газовая промышленность. Москва, 1995. - Вып. 3. -С. 24-26.

64. Российская газовая энциклопедия / Гл.ред. Р. Вяхирев. Р 76 М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

65. Салин Ю. С. Стратиграфическая корреляция. -М.: Недра, 1983.-253 с.

66. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей/ Дементьев Л.Ф., Туренков Н.А., Кирсанов А.Н. и др. // Обзорная информ. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1984. - Вып.5. - 44 с.

67. Спутник нефтепромыслового геолога. — М.:Недра, 1989. 311 с.

68. Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 407 с.

69. Технические преимущества многозабойных скважин. Форум, Абердин, Шотландия, 26 июля 1999 года.

70. Технологическая схема разработки Хальмерпаютинского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Ответственный исполнитель И.Е. Якимов Тюмень, 2003. - 394 с.

71. Технико-экономические соображения по добыче свободного ипопутного газа в Харампурско-Часельской зоне: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель И.Е. Якимов Тюмень, 2006. - 360 с.

72. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону: Рац. предложение // Экспресс-информ. Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - Вып. 3. - С. 24-29.

73. Фролов Е.Ф. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 334 с.

74. Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. -Недра, 1985.-212 с.

75. Хавкин А.Я. Томография нефтенасыщенных пористых сред / А.Я.Хавкин, Г.И. Чернышев; отв.ред. А.Н.Дмитриевский; Ин-т проблем нефти и газа. М.: Наука, 2005. - 270 с.

76. Хогг С. «Сравнение сценариев строительства многозабойных скважин и их выполнение». Сборник СНИ — SPE 38493, представленный на Европейскую конференцию по шельфу. Абердин, Шотландия. 9-10 сентября 1997 года.

77. Черных В.А. Гидрогазадинамика горизонтальных газовых скважин. -М.: ВНИИГаз, 2000. 189 с.

78. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1987. Вып. 1. - 43 с.

79. Юшков А.Ю. Совершенствование методов моделирования разработки сеноманских залежей в условиях активного внедренияподошвенных вод // Аннотированный сборник трудов молодых ученых ОАО «Газпром». М: ВНИИГаз, 1999. - С.32 - 33.

80. Botset Н. G. The Electrolytic Model and Its Application to the Study of Recovery Problems, -Trans.: AIME ,1946. -165 c.

81. Bruce G. H., Peaceman D. W., Rachford H. H. and Rice J. D. Calculations of Unstady—state Gas Flow through Porous Media, Trans.: AIME, 1953. 198 c.

82. Eclipse user's guide. Schlumberger, 2001.

83. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2001.

84. Ponting D. K. Corner Point Geometry in Reservoir Simulation -Proceedings of the Joint IMA/SPE European conference on the Mathematics of Oil Recovery, Cambridge, July 1989, C. 7-12.

85. Schedule User's Guide. Schlumberger, 2001.