Принципы классификации и высокоэффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кулешков, Игорь Владимирович

• Кулешков, Игорь Владимирович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кулешков, Игорь Владимирович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I ОБЗОР ОТЕЧЕСТВЕННЫХ НАУЧНЫХ

ДОСТИЖЕНИЙ В СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ ИЗУЧЕНИЯ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЛАВА 2 СОВРЕМЕННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ГЛАВА 3 ПРИНЦИПЫ КЛАССИФИКАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ УГЛЕВОДОРОДОВ

3.1 Научное обоснование методики классификации месторождений с трудно-извлекаемыми запасами углеводородов

3.1.1 Эксплуатационные объекты нефти

3.1.2 Эксплуатационные объекты газа

3.1.3 Нефтегазовые эксплуатационные объекты

3.2 Обоснование и методика расчета количественных значений критериев базовых положений

3.2.1 Эксплуатационные объекты нефти

3.2.2 Эксплуатационные объекты газа

3.2.3 Нефтегазовые эксплуатационные объекты

3.2.4 Физическая сущность и особенности количественной оценки некоторых параметров критериев базовых положений

3.3 Качественная и количественная оценка степени сложности выработки запасов углеводородов

Стр

9

19

23

23

24 29

40 40 50

эксплуатационных объектов

3.4 Заключение по принципам классификации

месторождений углеводородов

ГЛАВА 4 ПРИМЕРЫ КЛАССИФИКАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И СЕВЕРНОГО КАВКАЗА.

ПРИНЦИПЫ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОЙ ИХ

РАЗРАБОТКИ

4.1 Северо-Комсомольское нефтегазовое месторождении (Западная Сибирь)

4.2 Новодмитриевское месторождение (Краснодарский край)

4.3 Месторождение Дыш (Краснодарский край)

4.4 Славянское месторождение газа (Краснодарский край)

4.5 Старогрозненское месторождение Чеченской Республики

4.6 Сопоставительный анализ классификации нефтегазовой залежи Западной Сибири и залежей нефти Северного Кавказа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПУБЛИКАЦИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Принципы классификации и высокоэффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов»

ВВЕДЕНИЕ

Во второй половине 2009 года многие специалисты науки и производства нефтяной отрасли (Гавура В.Е., Вахитов Г.Г., Закиров С.Н., Халимов Э.М. и др.) приводили на заседаниях ЦКР и в периодической печати показатели существенного ухудшения качества ресурсной базы Российской Федерации. Открываемые разведкой и вводимые в эксплуатацию нефтяные месторождения в большинстве случаев являлись объектами с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа. К числу основных факторов, осложняющих выработку запасов нефти и газа, можно отнести такие как: географическо-климатическое размещение месторождений

(континентальное, но в труднодоступных заболоченных районах, в акваториях морей, в условиях чрезвычайно низких температур атмосферы со сложной сезонной и вечной мерзлотной характеристикой земной поверхности), наличие многопластовых систем с высокой геологической и коллекторской неоднородностью продуктивных отложений, высокая вязкость пластовой нефти и некоторые другие.

Представляют определенный интерес отраслевая информация о истории развития в СССР и РФ разведочных работ и показателей добычи нефти и газа за период, начиная с 1970 года и до настоящего времени.

С начала 70-х до конца 80-х годов объемы поисково-разведочного бурения на нефть и газ в СССР (в основном на территории России) систематически увеличивались. Максимальная проходка разведочного бурения достигла 6.05 млн.м. Был получен прирост запасов нефти на 1186 млн.т и газа - на 2000 млрд. мЗ, открыты 97 месторождений нефти и 11 -газа. После 1988 года началось снижение объемов поисково-разведочных работ, особенно резко - после 1990 г. Объем разведочного бурения сократился более чем в 4 раза и прирост разведанных запасов нефти - в 6.5 раз. Существенно сократились объемы геофизических исследований. За этот период не было открыто и введено в эксплуатацию ни одного месторождения со значительными запасами нефти и газа. В СССР начался процесс активного

«проедания» разведанных запасов. В основном нефтедобывающем регионе страны - Западной Сибири прирост разведанных запасов нефти сократился на 25%.

В Российской Федерации открыты 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, из которых введены в промышленную разработку 1235 месторождений (всего 55%). Почти 80% разведанных запасов нефти приходятся на районы суши с развитой инфраструктурой (в основном в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере). Наиболее высокая степень освоения разведанных запасов - в Урало-Поволжском регионе (до 92%), Северном Кавказе (89%) и регионах Сахалинской области (95%) [1].

Структура остаточных запасов нефти как в целом по стране, так и по основным нефтедобывающим регионам характеризуется тем, что 77 % текущей добычи нефти обеспечивается разработкой крупных месторождений с активными запасами легкой нефти, обеспеченность которыми составляет на перспективу не более 8-10 лет. В то же время доля трудноизвлекаемых запасов в целом по России постоянно увеличивается из-за того, что они не вовлекаются в разработку. Их доля по основным нефтедобывающим регионам колеблется от 30 до 65%.

Все крупные и крупнейшие нефтяные месторождения (179 наименований), на которые приходится 75 % текущей добычи нефти в стране, характеризуются значительной истощенностью запасов и очень высокой обводненностью добываемой продукции (80 - 90 % и более).

Главной базой Российской Федерации по добыче нефти и газа на длительный перспективный период (на ближайшие 30-40 лет) будет оставаться Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Прогнозируется, что к 2020 г. добыча нефти здесь достигнет 370 млн.т, добыча газа - 680 млрд. нм3. Для успешного выполнения этой задачи необходимо интенсивно вводить в разработку новые месторождения в районах Средней Оби и Надым-Тазовского междуречья, полуострова Ямал.

Новый крупный центр добычи нефти и газа должен быть сформирован в Восточной Сибири и Республике Саха. В последние десятилетия здесь был открыт ряд гигантских и крупных месторождений - Юрубчено-Тохомское, Ванкорское, Верхнечонское, Талаканское и др. По оценкам, к 2020 г. добыча нефти в этом регионе может быть доведена до 80 млн.т, газа - до 115 млрд. м3. В перспективе добыча нефти и газа в этой провинции должна полностью обеспечить потребность рынка Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также экспорт в страны АТР и на Тихоокеанское побережье США.

Новые центры добычи нефти и газа будут сформированы на шельфах российских морей - Баренцева и Печорского, сектора Каспийского моря, Обской и Тазовской губ и, возможно, Карского, Черного и Азовского морей. Крупный центр добычи нефти и газа уже формируется на шельфе острова Сахалин. По некоторым оценкам, к 2012 - 2015 гг. добыча нефти по проектам «Сахалин» может быть доведена до 20-25 млн. т, газа - до 25-30 млрд. м3.

Высокая эффективность вложения огромных инвестиций в развитие новых нефтегазодобывающих регионов может быть обеспечена только при квалифицированной масштабной (с сопоставительным анализом) классификации ресурсной базы углеводородов с ранжированием потребной капиталоемкости и степени сложности (технологической и экономической) выработки запасов нефти и газа.

Для Западно - Сибирского региона наступает период, когда должна быть существенно изменена структура газодобывающей промышленности. До сих пор основной объем газа добывался из залежей сеноманских отложений. Это сухой метановый газ с малым содержанием конденсата. Такой газ требовал подготовки только трубопроводных транспортных внутрипромысловых и внешних систем к потребителям отечественным и зарубежным. В Западной Сибири начинается освоение нижнемеловых (ачимовский комплекс) газовых залежей. Газ этих залежей - жирный, конденсатный. Он требует переработки в больших объемах с выделением

конденсата, пропана, бутана, этана. Появление в больших объемах такого ценнейшего сырья потребует развития газо-химической промышленности и строительства предприятий по сжижению природного газа. ВосточноСибирский газ из древних верхнепротерозойских резервуаров обладает еще одной особенностью. Он содержит в высоких концентрациях (0.2 - 0.6%) гелий. По запасам и ресурсам гелия районы Восточной Сибири сопоставимы

с США. При развитии газовой промышленности добыча гелия в этом регионе

'>

может быть доведена до 130 - 150 млн. м в год.

Оценки, проведенные многими авторами, показывают, что на открытых до настоящего времени месторождениях и введенных в разработку добыча нефти в России обеспечена сырьем только до 2013-2017 гг.

Для примера, в одном из основных в 1960-1970-е годы нефтедобывающих регионов России Чеченской республике добыча нефти в настоящее время упала до 1.5 млн .т. и продолжает неуклонно снижаться (рис. I).

Рис.1 Динамика добычи нефти в Чеченской республике 1893-2009 гг.

1

23

22

21

20

19

1«

17

1 "

£- " 1

4 "

? 1« I 1

Z 10 » ,

■ 1

ill llli^J J

•.и_jiii 11^^^n11 lllllll

--■....lllllllllll lluJliJj IIIIIIIII.......................ШИШИ 11.1 a .1 ■ _ _ all 1 III 11

!ШШШШ1?Ш1ШШШ11ШШЙ !§Ш§Ш!Ш1ШШШ1Ш?!Ш1»ШШШ Годы ШНШШШ ШШНШШШШ

В дальнейшей перспективе, для сохранения достигнутого на сегодняшний день в России уровня добычи нефти (а в более отдаленной перспективе, за пределами 2030 г.) и газа, потребуется вводить в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и новые, еще неоткрытые объекты.

Высокоэффективное выполнение программы геологоразведочных работ и ввода в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов является важным условием реализации энергетической стратегии России. Одному элементу из решения этой проблемы и посвящена настоящая диссертационная работа.

Новизна и практическое внедрение положений диссертационной работы.

Научная новизна диссертационной работы носит характер решения не индивидуальных задач разработки месторождений углеводородов, а связана с решением отраслевых проблем по эффективному вводу в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. Решаются проблемы классификации месторождений по степени сложности выработки запасов углеводородов с ранжированием их по количественным показателям критериев базовых положений. На базе классификации вскрываются осложняющие факторы - природные: географическо-климатические размещения месторождений и геологические (по структурной характеристике эксплуатационных объектов, коллекторским свойствам продуктивных отложений и физико-химической характеристике углеводородов) и отраслевая заинтересованность во вводе месторождений в разработку с учетом экономических факторов.

Конкретные показатели научной новизны: 1. создана модель классификации месторождений углеводородов, учитывающей обширный комплекс базовых положений, осложняющих выработку запасов углеводородов (нефти и газа). Базовыми положениями являются:

• географическое и климатическое месторасположения объекта разработки,

* геологические особенности строения объекта разработки,

• коллекторская - фильтрационная характеристика продуктивных отложений,

• физико-химические свойства пластовой нефти и природного свободного газа,

• наличие конденсатных фракций в природном газе и термобарические их характеристики,

• наличие редких элементов в углеводородах,

• природное режимное состояние эксплуатационных объектов,

• отраслевая заинтересованность во вводе в разработку месторождения данной классификационной характеристики.

2. разработана методика расчета количественных показателей критериев всех заданных базовых положений.

3. введено понятие «степень сложности выработки запасов углеводородов» с пятибалльной схемой оценки.

4. проведены обширные исследования классификации крупных месторождений углеводородов Западной Сибири и Северного Кавказа.

Методические основы многофакторной классификации месторождений реализованы по группе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов Западной Сибири и Северного Кавказа.

Открывается возможность широкомасштабного проведения работ во всех нефтегазодобывающих регионах по классификационным исследованиям месторождений с совершенствованием систем их разработки.

Основные защищаемые положения

1. Научное обоснование методических основ многофакторной классификации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, включающих: природно-климатические условия расположения месторождений, геолого-физическую их характеристику и общеотраслевую потребность данного углеводородного сырья.

2. Обоснование главных - базовых положений классификации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа.

3. Ввод понятия количественной технико-технологической и экономической оценки степени сложности выработки запасов углеводородов.

4. Классификация месторождений углеводородов Западной Сибири и Северного Кавказа с выделением наиболее перспективных эксплуатационных объектов в технологическом и экономическом отношениях для нефтедобывающих компаний РФ.

5. Обоснование комплекса научно-исследовательских и опытных работ для эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

6. Аналитическое исследование перевода природного углеводородного газа нефтегазовых месторождений в субстанцию жидкой фазы - аналога нефти.

7. Обоснование наименований нефтегазовых эксплуатационных объектов в зависимости от соотношения запасов нефти и газа.

Диссертационная работа состоит из четырех глав с выводами по теоретическим основам классификации и практического ее применения и общего заключения.

В первой главе представлен обзор отечественных научных достижений в совершенствовании изучения и практики разработки нефтяных и газовых месторождений, с соблюдением хронологической динамики развития советской (российской) нефтяной науки в областях: геологии, физики нефтяного пласта, физико-химии пластовых флюидов, технологических процессов разработки эксплуатационных объектов и отраслевой экономики. Основное внимание уделено объектам с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

Во второй главе рассматривается современный принцип гидродинамического моделирования месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и методов их извлечения.

В третьей главе предложены научно обоснованные принципы классификации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, детально изложены методические основы расчета количественных значений критериев базовых положений и введено понятие «степени сложности» выработки запасов углеводородов.

В четвертой главе приведены примеры классификации месторождений Западной Сибири и Северного Кавказа и некоторые принципы высокоэффективной их разработки.

В заключении сформулированы основные положения диссертационной работы с рекомендациями практического ее применения при проектировании систем разработки месторождений и при решении проблем перспектив ввода новых месторождений в промышленную эксплуатацию.

ГЛАВА 1 ОБЗОР ОТЕЧЕСТВЕННЫХ НАУЧНЫХ ДОСТИЖЕНИЙ В СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ ИЗУЧЕНИЯ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефть и газ — самые загадочные и ценные для человечества продукты природы. Эти продукты были известны и использовались с древних времен в районах естественного выхода на поверхность продуктивных обнажений. В настоящее время трудно переоценить энергетическую, химическую и даже стратегическую ценность нефти и газа.

Добыча нефти на территории России и стран СНГ насчитывает тысячелетия, начиная с районов Азербайджана, Грузии, северного склона Кавказа и Ухты. При зачаточных формах промышленного производства с использованием примитивных орудий труда к 1872 году добыча нефти в России достигла 27 тыс. тонн в год, а за истекшие последние 50 лет (18211872 г.г.) было добыто всего 388 тыс.т.

В 1901 г. Россия выходит на первое место в мире по уровню добычи нефти, добыв 11,5 млн.т. В последующие годы, вплоть до 1920 года, темп добычи нефти неуклонно снижался.

В конце XIX и начале XX столетия энтузиасты-нефтепромышленники России и некоторых развитых капиталистических стран делали попытки в организации геологических экспедиций для поиска нефти Урало-Волжском районе. Однако эти попытки не увенчались успехом. Причину неудачи вскрывает в своей книге «Второе Баку» известный отечественный геолог - ученый Иван Михайлович Губкин: «Для Нобеля, самого богатого нефтепромышленника России, открытие новых нефтяных районов было бы нежелательно, так как это привело бы к снижению цен на нефть и, следовательно, к сокращению его баснословных прибылей». Судьба Урало-Волжского района, как нефтяной провинции России, была решена по инициативе И.М. Губкина, накануне начала Второй Мировой войны (в 1939

г.). В послевоенные годы, как известно, быстро развиваются новые нефтяные провинции Северного Кавказа, Западной и Восточной Сибири, Пермской области, Удмуртии, Коми и др.

Быстрое наращивание ресурсной базы углеводородов России, коренным образом меняет научные подходы изучения месторождений и систем их разработки. В историческом плане выделяются пять профилирующих этапов развития нефтяной науки и практики разработки месторождений углеводородов:

1-й этап - познание геологии месторождений нефти и газа и физической сущности фильтрации углеводородов в пористых средах;

2-й этап — переход к применению сеток разбуривания залежи нефти, как единой гидродинамической системы:

Л о

3-й этап - применение методов искусственного воздействия на нефтяные пласты с целью восполнения пластовой энергии, увеличения темпа добычи нефти и выработки ее запасов;

4-й этап - научное обоснование выделения эксплуатационных объектов самостоятельной разработки в многопластовых системах, отличающихся коллекторскими свойствами и физико-химической характеристикой пластовых флюидов;

5-й этап - научное обоснование классификации эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов с многофакторной оценкой степени сложности выработки запасов нефти и газа. Это направление является весьма актуальным в настоящее время, когда происходит быстрый темп наращивания месторождений с трудноизвлекпемыми запасами углеводородов.

Приведем в кратком изложении библиографию научных трудов каждого указанного профилирующего этапа.

Академик Л.С. Лейбензон был первым из ученых, который разбил старые традиции в технологии добычи нефти и газа, основанные только на «чутье» специалистов-нефтяников, и положил новый научный подход на базе

расчетов с использованием достижений подземной гидравлики, гидродинамики и физике нефтяного пласта. Залежь стала рассматриваться как единая гидродинамическая система природного бассейна, в котором все скважины взаимодействуют между собой.

Профессор В.Н. Щелкачев в своем предисловии к книге [1.1] отмечает, что: «...работы акад. JI.C. Лейбензона в области теории фильтрации привели его к созданию новой ветви науки: «нефтяной подземной гидравлики»».

Начиная с классических научных исследований Л.С. Лейбензона, получила дальнейшее развитие наука о фильтрации пластовых флюидов в пористых и трещинных средах продуктивных отложений. Владимир Николаевич Щелкачев издает целый ряд научных монографий по вопросам подземной гидравлики и гидродинамики [1.2,], [1.3]. Особое место занимают работы по глубокому изучению упругих режимов нефте- и водонапорных пластовых систем [1.4], [1.5], [1.6], [1.7]. В этих работах раскрывается сущность упругих неустановившихся процессов, протекающих в пластовых средах и насыщающих их жидкостях, при их дренировании скважинами. Впервые вводятся такие понятия, как: коэффициент пьезопроводности пласта (ее), характеризующий темпы перераспределения пластового давления в условиях упругого режима, параметр Фурье (F0), который играет роль «безразмерного времени», коэффициент упругоемкости пласта и насыщающих его жидкостей (В*) - основной параметр при решении задач динамики пластового давления при упругом режиме и при использовании уравнений материального баланса.

Исаак Абрамович Чарный издает труды по подземной гидромеханике [1.8], гидравлике [1.9] и подземной гидрогазодинамике [1.10]. В трудах раскрываются основы гидродинамической теории фильтрации однородных и неоднородных жидкостей для решения задач разработки нефтяных и газовых месторождений.

Георгий Борисович Пыхачев издает монографию по подземной гидравлике [1.11], в которой особое место занимают современные представления о движении жидкостей в пористых средах с оценкой перемещения границы раздела между двумя жидкостями.

Познания в области физики пласта и закономерностях фильтрации флюидов в нем приводят к быстрому развитию научных подходов в решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений. В 1948 г. Издаются первые научные основы разработки нефтяных месторождений [1.12] с комплексным рассмотрением прикладных вопросов промысловой геологии, принципов разработки месторождений с учетом решения проблем отраслевой экономики.

В 1949 г. Иван Михайлович Муравьев и Александр Петрович Крылов издают классический труд в области эксплуатации нефтяных месторождений [1.13]. В этой монографии рассматриваются: исторические этапы развития нефтедобывающей промышленности СССР, основы физической характеристики залежей нефти, режимы дренирования залежей, теоретические основы вторичных методов добычи нефти, методы гидродинамических исследований скважин, основы теории подъема жидкости в скважинах, техника и технология глубиннонасосной эксплуатации. Завершается этот объемный труд применяемыми на промыслах разновидностями подземного ремонта скважин.

В 1962 г. издается монография по проектированию систем разработки нефтяных месторождений [1.14]. В этой монографии обобщен богатый опыт научных исследований многих научно-исследовательских отраслевых институтов (в том числе и Краснодаоского филиала ВНИИ [1.15]), по проектированию систем разработки и практики разработки крупных нефтяных месторождений Башкирии (Туймазинское и Арланское) и Татарии (Ромашкинское). Получили детальное изложение: «Геолого-промысловое изучение залежи», «Проектирование технологического процесса разработки, методика гидродинамических расчетов и электромоделирования» с

решением проблем методики экономических расчетов». Для прогноза технологических показателей разработки впервые применяются электрические модели (электрогидродинамической аналогии - ЭГДА).

Из зарубежных авторов большое значение имели труды Мориса Маскета по теоретическим основам течения однородной жидкости в пористой среде [1.16], [1.17] и Амикса Дж. и др. по физике нефтяного пласта [1.18].

Заслуживают внимания выпуски «Учебных пособий» для ВУЗов по проектированию разработки нефтяных месторождений [1.19] и [1.20] и ряд монографий, охватывающих специальный круг вопросов разработки нефтяных месторождений: Владимира Дмитриевича Лысенко [1.21], [1.22], [1.23], [1.24], Николая Павловича Лебединца [1.25], Сумбата Набиевича Закирова [1.26] и многих других ученых.

С середины прошлого столетия в России рождается и начинает бурно развиваться новая ветвь промышленности - газодобывающая. Разведочными работами открываются и вводятся в разработку крупные газовые и газоконденсатные месторождения: Северо-Ставропольское, Шебелинское, Газли, затем в Краснодарском крае - Ленинградское, Каневское, Староминское, Челбасское и др. и далее в Западной Сибири - Лугинецкое, Медвежье и др..

Одновременно развивается и новое научное направление по изучению физики фильтрации газа в пористой среде [1.27], [1.28] и принципов разработки газовых [1.29], [1.30], [1.31], [1.32] и газоконденсатных месторождений [1.33], [1.34]. В монографии 2003 года [1.35] подведены итоги научных исследований прошлых лет и изложены физические и термогидродинамические основы технологических процессов добычи газа, контроля и прогнозирования показателей разработки месторождений. Рассмотрены новые методы геофизических и гидродинамических исследований газовых скважин. Разработанные научные концепции настоящей монографии направлены на повышение

эффективности процессов добычи природного газа и конденсата и совершенствование систем разработки месторождений природного газа.

Познание геолого-физической сущности продуктивного пласта и процессов, протекающих в нем, позволили открыть новую ступень в технологии разработки нефтяных месторождений - возможность и во многих случаях даже необходимость искусственного воздействия на нефтяной пласт агентами с целью восполнения природной энергии.

Первой, принципиально новой системой разработки, явилась технология законтурного заводнения нефтяных пластов Туймазинского месторождения Башкирии (проект ОПБ МНИ им. Акад. И.М. Губкина, 1946 -1947 г.г.). С начала 1950 г. внедряется законтурное заводнение палеогеновой залежи нефти Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края (проект ВНИИ, 1949 г.). В конце 1950 г. на уникальном по размерам Ромашкинском нефтяном месторождении (Татарстан) была применена технология внутриконтурного заводнения с «разрезанием» залежи на отдельные самостоятельные площади разработки. А с 1953 г. аналогичная технология была применена на залежи нефти кумского горизонта Новодмитриевского месторождения Краснодарского края («разрезание» залежи с низкопроницаемыми коллекторами рядом нагнетательных скважин по длинной оси брахиантиклинали). Так был начат этап активного развития технологий нагнетания воды на нефтяных месторождениях СССР.

В.А. Каламкаров, выступая на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных и газовых месторождений в г. Киеве, 1961 г., отметил [1.36]: «Высокие темпы прироста добычи нефти, составляющие 16-18 млн.т в год, результат не только открытия большого количества новых нефтяных месторождений и выборочного ввода в эксплуатацию наиболее продуктивных из них, а также результат широкого внедрения новых систем разработки с применением процессов поддержания пластового давления». «Почти все крупные месторождения платформенного типа, особенно в

Урало-Волжских районах страны, разрабатываются с применением законтурного и внутриконтурного заводнения».

Александр Петрович Крылов на этом же совещании подвел некоторые итоги реализации методов нагнетания воды на месторождениях Центральной России: «За последние годы благодаря применению новой технологии в добыче нефти, базирующейся на научных основах, существенно улучшились технико-экономические показатели работы нефтедобывающей промышленности». Важной особенностью новой технологии является: «.... повышение градиента давления между зонами отбора и нагнетания - путем повышения давления на линиях нагнетания, снижения забойных давлений в эксплуатационных скважинах, приближения зоны нагнетания к зонам отбора путем применения различных видов внутриконтурного заводнения». Эти мероприятия успешно применяются на: «центральных площадях Ромашкинского, Бавлинском, Туймазинском, Шкаповском, Жирновском м других месторождениях».

Глубокий научный анализ эффективности различных методов нагнетания воды в пласт дал Вилен Евдокимович Гавура в своей монографии [1.37]. В монографии приведены показатели анализа применения различных технологий нагнетания воды в залежи (внутриконтурного, законтурного, приконтурного и др.) крупных месторождений Российской Федерации. Автор приходит к заключению: «В целом в Западной Сибири заводнение стало эффективным средством не только увеличения темпов добычи нефти, но и повышения нефтеизвлечения. Однако не в должной мере реализуются технологические решения. Серьезным нарушением является невыполнение сроков начала нагнетания воды в пласты на вновь введенных в разработку месторождениях».

Достаточно объективный анализ процессам заводнения крупных нефтяных месторождений излагает в сборнике [1.38] Гад ель Галяутдинович Вахитов.

В Западной Сибири после 1965 года были открыты и введены в эксплуатацию И крупнейших месторождений, 5 из которых являются «миллиардерами» по геологическим запасам нефти. Такими месторождениями являются: Самотлорское - 6,684 млрд.т, Федоровское -1,822 млрт.т, Мамонтовское - 1,349 млрд.т, Лянторское - 1,954 млрд.т и Приобское - 1,987 млрд.т. Придавая большое значение ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности Тюменской области Совет Министров СССР в 1966 году принял специальное постановление о высоких темпах ввода в разработку крупных нефтяных месторождений в ближайшей пятилетке (1966 - 1970 гг.). Практически все месторождения вводились в разработку с соблюдением государственной технической политики в разработке нефтяных месторождений - с применением принципа «Первичного заводнения». Такое новаторство было принято только в СССР, нигде в мире подобное «Первичное заводнение» не применялось. В результате нагнетание воды уже с самого начала процесса осложнялось из-за недостаточного знания геолого-физической характеристики объектов разработки. Как правило, были получены высокие темпы обводнения добываемой продукции. Например, при отборе извлекаемых запасов нефти всего на 30 - 50 %, средняя обводненность составляла 50 и более процентов. В 2000 г. на уникальном Самотлорском месторождении обводненность достигла 93,2 % при выработке извлекаемых запасов нефти всего на 69,3 %. При этом темп отбора нефти от НИЗ снизился с 4,7 % до 0,6 %, то есть почти в 8 раз.

При вводе в разработку и других месторождений Западной Сибири были допущены необоснованные нарушения и в схемах размещения разрезающих рядов нагнетательных скважин. Отрицательную роль сыграло применение площадных систем заводнения залежей с первых дней ввода их в эксплуатацию. Практиковалось необоснованное увеличение объемов (от заданных проектных объемов) нагнетания воды, без учета состояния текущей

пластовой энергии. Как правило, объемы закачиваемой воды превосходили объемы добываемой жидкости (в пластовых условиях).

С 1990 года происходит резкое снижение добычи нефти. По состоянию на 2000 год добыча нефти по Западной Сибири упала с 370 млн.т до 180 млн.т. Главной причиной этому явилась высокая степень обводненности скважин высокопродуктивных месторождений.

Перейдем к этапу научно-исследовательских работ по выделению эксплуатационных объектов, сыгравших определенную положительную роль в совершенствовании систем разработки многопластовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и достижении более высоких показателей нефтеизвлечения.

Совершенно очевидно, что от научно-обоснованного выделения эксплуатационных объектов на месторождении зависит в первую очередь формирование оптимальных сеток эксплуатационных и нагнетательных скважин, выбор технологий повышения нефтеизвлечения, степень выработки запасов нефти и многие другие технико-технологические факторы, тесно связанные с экономической эффективностью процесса разработки месторождения.

В дореволюционный период и в первые годы Советской Власти в России при низком уровне развития техники бурения и добычи нефти никакого выделения эксплуатационных объектов (да и самого понятия) не существовало. В то время практически каждый нефтяной пласт являлся самостоятельным эксплуатационным объектом.

Начиная с 50-х годов прошлого столетия, в периодической печати стали появляться статьи, посвященные практике и результатам увеличения числа вскрываемых пластов в скважинах единой сетки. Таким образом, был начат процесс опытного выделения эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях без определенных научных обоснований. Однако, внедрение такого подхода разработки месторождений проходило медленными темпами.

Одной из первых попыток подвергнуть анализу вопросы расчленения многопластовых отложений большой толщины на этажи разработки является работа Михаила Федоровича. Мирчинка [1.39] 1946 года, в которой дается первая формулировка «этажа разработки»:

«Одним из важнейших элементов, составляющих понятие рациональной системы разработки нефтяного месторождения, является правильное расчленение продуктивной нефтеносной толщи на отдельные части, «этажи»... для разработки и эксплуатации одной специальной серией скважин».

М.Ф. Мирчинк рассматривает ряд факторов, которые необходимо учитывать при расчленении отложений на «этажи разработки». К числу их относятся:

«1) соотношение нефтеносных, водоносных и «сухих» (поглощающих) пористых пластов в разрезе нефтяного месторождения;

2) соотношение нефтеносных пластов различного литологического состава, различной проницаемости, различной нефтегазонасыщенности в разрезе нефтяного месторождения;

3) наличие в разрезе нефтеносной свиты разделов, практически непроницаемых для нефти, газа и воды;

4) степень различия физико-химического состава нефти».

М.А. Жданов, в 1953 г. также отмечает важность вопросов правильного расчленения продуктивных толщ на объекты эксплуатации и кратко анализирует некоторые геологические условия. В работе [1.40] он дает определение «эксплуатационного объекта»:

«Как известно под этажом разработки понимают один или несколько пластов, разрабатываемых одной серией скважин. Эксплуатационным объектом называют один или несколько пластов, эксплуатируемых скважиной совместно».

Кроме того, М.А. Ждановым приведены условия, которые следует соблюдать при объединении пластов для эксплуатации:

«1) сходство литолого-физических свойств продуктивных пластов в отношении литологического состава, толщины, пористости, проницаемости;

2) сходство природных энергетических свойств пластов, т.е. режима работы пластов, пластовых давлений и общности водонапорной системы гидродинамических показателей;

3) совпадение в плане контуров нефтеносности по пластам».

В работе [1.41] 1961 г. B.C. Мелик-Пашаев дает определение «Эксплуатационного объекта» в следующей формулировке:

«Эксплуатационным объектом следует называть часть продуктивного разреза нефтяного или газового месторождения, которая по геологическим и техническим условиям, а также по экономическим соображениям выделена для разработки одной сеткой скважин. Эксплуатационный объект может включать в себя один пласт, несколько пластов, а в некоторых случаях и целые нефтяные свиты.»

Далее в работах [1.42] и [1.43] 1960 г. им рассмотрен значительно более широкий круг вопросов, касающихся методики выделения эксплуатационных объектов. Впервые были рассмотрены вопросы выделения объектов в трещиноватых известняках на примерах отечественных и зарубежных месторождений.

В монографии А.П. Крылова, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. [1.44] 1962 г. дается следующее определение «Эксплуатационного объекта»:

«Эксплуатационным объектом принято называть ту часть нефтяной залежи, которая выделяется для разбуривания и эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин».

В 1964 г. в решении Центральной Комиссии по разработке нефтяных месторождений Госнефтекомитета СССР дано официальное определение «Объектов разработки» и «Этажа разработки»:

«Объектом разработки называть пласт или несколько пластов, разрабатываемых одновременно сеткой эксплуатационных скважин». «Этажом разработки называть часть разреза месторождения, включающую основной, приобщаемый и возвратные объекты, разработка которых будет осуществлена единой системой эксплуатационных скважин». «В целях повышения эффективности капитальных вложений в разработку и сокращения сроков освоения нефтяных месторождений считать рациональным разработку многопластовых месторождений осуществлять с объединением в объекты разработки максимально возможного числа продуктивных пластов, при наименьшем количестве возвратных и приобщаемых объектов».

В 1968 г. Гурген Павлович Ованесов и Минадора Макаровна Иванова [1.45] характеризуют современное состояние вопросов внедрения одновременно-раздельного способа эксплуатации и показывают его большое народнохозяйственное значение. Одновременно высказываются суждения о современных возможностях широкого объединения пластов с различными свойствами в единые эксплуатационные объекты.

В 1975 г. в монографии Николая Евгеньевича Быкова [1.46] и в справочнике по нефтепромысловой геологии (под его же редакцией) [1.47] рекомендовано решать проблемы выделения эксплуатационных объектов только комплексным путем, а не по одному (даже важному) параметру пласта.

И вот уже в 2001 г. в монографии [1.24] Владимир Дмитриевич Лысенко и Валерий Иосифович Грайфер предлагают проведение аналитических

исследований с использованием критерия: «...рациональности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект». В качестве критерия принимается средняя продуктивность скважин, вскрывающих один или несколько продуктивных пластов. Такой подход, при всей оригинальности решения задачи, может привести к ошибочным результатам, так как собственно «продуктивность скважин» не является только природным фактором. Кроме того, как отмечали многие авторы прошлых лет объединение группы продуктивных пластов в единый эксплуатационный объект, является комплексной задачей, включающей многие природные характеристики продуктивных пластов, слагающих данное месторождение.

Таким образом, обзор истории вопроса и анализ практики совмещения пластов под одним фильтром в скважинах позволяют сформулировать три периода или этапа развития процесса объединения продуктивных пластов и выделения эксплуатационных объектов:

первый этап — характеризуется постепенным развитием (с 1951 г.) процессов укрупнения эксплуатационных объектов с целью повышения дебитов скважин, сокращения потребного количества добывающих скважин и повышения технико-экономической эффективности разработки месторождений,

второй этап - в связи с широким внедрением в практику методов искусственного воздействия, а, следовательно, и определенного регулирования процесса разработки, появилась возможность осуществления схемы «раздельная закачка - совместный отбор»,

третий этап - внедрения способов одновременно-раздельной закачки и отбора, совершенствование методов воздействия на нефтяной пласт и особенности вскрытия пластов эксплуатационного объекта.

К основным факторам, осложняющих процессы разработки и обязывающих проведение научного обоснования выделения эксплуатационных объектов, следует относить:

- зональное расчленение продуктивных отложений месторождения тектоническими или литологическими экранами на отдельные гидродинамически разобщенные участки,

- многопластовый разрез продуктивных отложений с высокой неоднородностью коллекторских (фильтрационных) свойств пластов,

- наличие существенного различия физико-химических свойств пластовых флюидов.

При научном обосновании выделения эксплуатационных объектов на подобных месторождениях следует исходить из богатого отечественного опыта, освещенного в специальных справочных пособиях и рекомендациях, ведущих научно-исследовательских отраслевых институтов, производственных коллективов и ЦКР. В основном это работы второй половины прошлого столетия.

За истекшую историю решению проблем выделения месторождений в категорию с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов путем их классификации уделялось недостаточное внимание. Причем, во всех публикациях решение проблемы классификации связывались с ограниченным числом факторов, влияющих на эффективность выработки запасов нефти. Как, правило, за основу классификации принимались только такие факторы, как: природная характеристика коллекторов по проницаемости и величина динамической вязкости пластовой нефти (публикации Лысенко Владимира Дмитриевича, Антониади Дмитрия Георгиевича, Гарушева Александра Рубеновича и других).

ГЛАВА 2 СОВРЕМЕННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОДОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Численное моделирование особенностей геологического строения эксплуатационных объектов нефти и газа и технологических процессов выработки их запасов с построением постоянно-действующих цифровых моделей, как известно, является важным элементом научного подхода изучения и мониторинга разработки месторождений. При решении проблем разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов значимость построения и дальнейшего систематического использования цифровых моделей возрастает, так как в этом случае большую роль в эффективной выработке запасов углеводородов играет правильный выбор и внедрение технологий искусственного воздействия на нефте- и газосодержащие пласты.

В настоящее время в гидродинамических симуляторах существует достаточно широкий спектр опций, позволяющий моделировать процессы повышения нефтеизвлечения на месторождениях, практически с любой сложностью геологического строения. В настоящей работе приводятся отличительные особенности моделирования известных и достаточно широко применяемых на практике методов увеличения нефтеизвлечения (которые применимы и на объектах с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов), таких как:

• закачка воды, обогащенной различными химическими компонентами,

• закачка полимеров, пен и растворителей,

• смешивающееся вытеснение нефти газом высокого давления,

• тепловое воздействие на продуктивный пласт путем нагнетания теплоносителей (пара или горячей воды высоких температурных параметров) или создание различных модификаций процессов внутрипластового горения (сухого, влажного и др.).

Важным элементом является возможность создания моделей с двойной пористостью и проницаемостью, осложненной элементами неоднородности дренируемых коллекторов.

Моделирование химических реакций. При помощи данной опции, совместно с термальной опцией, возможно описать процесс внутрипластового горения. Данный метод применяется на месторождениях с высоковязкими нефтями. Реакции определяются стехиометрическим уравнением и скоростью реакции.

Модель двойной пористости, двойной проницаемости. В пласте с двойной пористостью флюиды существуют в двух связанных между собой системах: матрице, которая занимает основную часть объема пласта и трещинах, обладающих высокой проницаемостью.

Если блоки матрицы связаны только посредством системы трещин, то такая ситуация обычно рассматривается как система с двойной пористостью с одинарной проницаемостью, поскольку течение флюида в пласте происходит только по сети трещин, причем блоки матрицы играют роль источников. Если же возможно перетекание непосредственно между соседними блоками матрицы, то такая ситуация обычно называется системой с двойной пористостью и двойной проницаемостью. Необходимо отметить, что расчеты с двойной пористостью и двойной проницаемостью требуют большего объема вычислений, нежели расчеты с двойной пористостью и простой проницаемостью.

Для моделирования таких систем с каждым блоком геометрической сетки связываются две ячейки моделирования, которые описывают матрицу и трещины. Свойства (пористость, проницаемость и т.д.) этих блоков можно задавать независимо. Проводимость системы матрица-трещина рассчитывается автоматически.

В модели двойной пористости количество слоев в направлении Ъ удваивается. Первая половина сетки характеризует блоки матрицы, вторая -трещины.

Как правило, в системах с двойной пористостью большая часть запасов нефти содержится в блоках матрицы, но фильтрация флюида в скважины осуществляется через систему трещин с высокой проницаемостью. Обычно в таких системах нагнетаемый флюид не вытесняет нефть из блоков матрицы. Вытеснение нефти из блоков матрицы происходит за счет: расширения нефти, капиллярной пропитки, гравитационного дренирования, диффузии, вязкостного вытеснения.

Моделирование закачки пен. Пена уменьшает подвижность газа; этот эффект позволяет замедлить прорывы газа в добывающих скважинах или ограничить добычу газа из газовой шапки. При нагнетании в пласт пены уменьшение значения межфазного натяжения (между водой и нефтью) несущественно. Уменьшение подвижности газа, как правило, зависит от ряда факторов, в том числе давления и скорости сдвига.

Стабильность пены в значительной мере определяет эффект от нагнетания пены. Обычно негативное влияние на пену оказывают адсорбция в матрицу породы, распад со временем, ускоренный распад в присутствии воды.

Физика процесса нагнетания пены в пласт весьма сложна. В частности, когда пузырьки пены образуются в пористой среде, их размер, как правило, соответствует размеру пор матрицы породы. Эти пузырьки остаются неподвижными, пока не увеличится внешнее давление и они начнут сжиматься (тем самым, уменьшается их размер). При новом, более высоком давлении образуется больше пузырьков, но с прежним размером.

Большинство гидродинамических симуляторов не пытаются смоделировать детали образования пены, ее течения и распада. В таких моделях предполагается, что пена закачивается вместе с газовой фазой, учитывается адсорбция на породу и распад пены со временем.

Моделирование смешивающегося вытеснения. Нагнетаемый флюид обеспечивает смешивающееся вытеснение, если между ним и нефтью пласта отсутствует граница фаз или поверхность раздела. Преимущество

смешивающегося вытеснения перед несмешивающимся вытеснением, например заводнением, заключается в обеспечении более высоких коэффициентов извлечения нефти. В области, занятой смешивающимся флюидом, обычно остается весьма низкая насыщенность остаточной нефтью.

В гидродинамических симуляторах используется два подхода для моделирования смешивающегося вытеснения. Первый подход - модель смешивающегося вытеснения основанная на эмпирической зависимости, предложенной М. Тоддом и В. Лонгстаффом (М. Todd and W. Longstaff).

Black Oil симуляторы позволяют моделировать процессы смешивающегося вытеснения (закачка растворителя) без использования более сложной и дорогостоящей композиционной модели. В Black Oil симуляторах применяется эмпирическая модель Тодда и Лонгстаффа, гибкости данной модели достаточно для моделирования широкого диапазона схем закачки газа.

Второй, более сложный подход - использование композиционного симулятора. Процесс смешивания в этом случае основывается на на корреляции Маклеода-Сагдена (Macleod-Sugden) в которой используются значения поверхностных натяжений.

Моделирование полимерного заводнения. Основной целью закачки полимеров при заводнении нефтяных пластов является снижение подвижности закачиваемой воды. Благодаря этому происходит выравнивание профиля приемистости и, как следствие повышается эффективность системы вытеснения. Кроме того, в слоях с высокой проницаемостью могут возникать эффекты закупорки благодаря чему увеличится приток нагнетаемой воды в области пласта с меньшей проницаемостью.

Уменьшение подвижности нагнетаемой воды при добавлении полимера происходит по двум причинам. Во-первых, вязкость полимерного раствора выше, чем у чистой воды. Во-вторых, после прохождения через породу полимерного раствора проницаемость горной породы для воды также уменьшается (адсорбция полимера на поверхности породы). При этом ее

проницаемость для нефти в целом не меняется. В результате комбинации этих эффектов подвижность воды снижается без влияния на подвижность нефти.

Некоторые растворы полимеров обладают высокой чувствительностью к присутствию определенных солей. В частности, хлорид натрия может настолько сильно влиять на вязкость растворов некоторых полимеров, что в пластах с высокой соленостью (минерализацией) зачастую требуется предварительная промывка чистой водой, чтобы уменьшить воздействие пластовой минерализованной воды на раствор полимера. Гидродинамические симуляторы позволяют исследовать влияние различных концентраций солей на эффективность полимерного заводнения.

Модель ПАВ. Большинство месторождений нефти разрабатываются с применением разных схем поддержания давления, например, заводнением. Дополнительная добыча от заводнения может составить от 1% до 20-40%. Оставшуюся нефть можно разделить на два класса: нефть, оставшаяся после заводнения, и нефть, оставшаяся в так называемых целиках. Поток ПАВ является третичным механизмом, предназначенным для уменьшения остаточной нефтенасыщенности в зонах, промытых водой. Остаточная нефтенасыщенность - это насыщенность, при которой относительная проницаемость нефтяной фазы равна нулю. При этой насыщенности нефть является неподвижной из-за наличия поверхностного натяжения между нефтью и водой; давления только воды недостаточно для преодоления высокого капиллярного давления, необходимого для вытеснения нефти из очень маленьких объемов пор.

При применении ПАВ происходит уменьшение остаточной нефтенасыщенности за счет уменьшения поверхностного натяжения между нефтью и водой. Очень низкое поверхностное натяжение между нефтью и водой уменьшает капиллярное давление, что позволяет воде вытеснить еще некоторое количество нефти. Если бы можно было уменьшить поверхностное натяжение до нуля, то теоретически количество остаточной

нефти также можно было бы уменьшить до нуля. На практике даже при высоких концентрациях не удается обеспечить 100% добычу из промытых зон.

Один из эффектов, влияющих на успех или неудачу заводнения ПАВ, — это адсорбция ПАВ породой. Если адсорбция очень высока, то для добычи небольшого количества дополнительной нефти потребуются значительное количество ПАВ.

Модель ПАВ не предназначена для детального описания химии процесса ПАВ; она описывает только основные процессы заводнения ПАВ в масштабах месторождения.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кулешков, Игорь Владимирович

ВЫВОДЫ по материалам исследований:

Залежь газа меотических отложений Славянского месторождения относится к эксплуатационному объекту с весьма благоприятными условиями выработки запасов природного углеводородного газа и его конденсатных фракций. Шесть основных положений (1 - 5 и 7) характеризуются как весьма благоприятные условия выработки запасов углеводородов и два (6 и 8) - как благоприятные условия.

В настоящее время залежь находится на завершающей стадии промышленной разработки.

4.5 Старогрозненское месторождение (Чеченская республика)

Классификационное исследование проводится по залежи нефти нижнего мела Старогрозненского месторождения.

Нижнемеловая залежь нефти Старогрозненского месторождения по своей геолого-гидродинамической характеристике относится к числу уникальных нефтяных объектов, сочетающая как благоприятные, так и негативные стороны для высокоэффективной выработки запасов нефти. Главными положительными сторонами характеристики месторождения являются:

• чрезвычайно низкая вязкость пластовой нефти (0,191 мПа.с),

• высокое пластовое давление (68,4 МПа), существенно превышающее гидростатический напор (четко выраженное АВПД) и, как следствие, наличие высокого запаса естественной упругой пластовой энергии над давлением насыщения (34,2 МПа).

К отрицательным сторонам относятся:

• большая глубина залегания продуктивных отложений (более 5000 м),

• сложный тип коллекторов - мелкозернистые песчаники и алевролиты с микро-каверново-трещинно-поровой структурой,

• существенное различие пористости коллекторов: поровый коллектор - 0,132 д.ед. и трещинный с вторичной пустотностью - 0,0066 д. ед.,

• высокая зональная прерывистость распространения поровых коллекторов,

• высокое массовое содержание парафина в пластовой нефти (более 5 %).

Залежь отличается достаточно высокими (для Северо-Кавказского региона) начальными запасами нефти: геологические - 41620 тыс.т и извлекаемые - 15797 тыс.т.

Рисунок 11 Геологический разрез залежи нефти нижнего мела Старогрозненского месторождения.

С'.$ ККВ

Исходные данные и расчетные значения коэффициентов критериев базовых положений для нижнемеловой залежи нефти Старогрозненского месторождения приведены в таблице 13 на базе проектного документа [4.5].

В таблице 14 приведены сводные показатели по классификации нижнемеловой залежи нефти Старогрозненского месторождения с оценкой степени сложности выработки запасов нефти и растворенного в нефти газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе сформулированы основные положения научного и практического использования методики классификации всех типов (нефтяных, нефтегазовых и газовых) месторождений углеводородов, позволяющей количественно определять степень сложности выработки запасов. В основе методики лежит многофакторный анализ, учитывающий практически все характеристики, влияющие на технологическую особенность разработки месторождений и инвестиционные капиталовложения.

Высокая эффективность огромных инвестиций в развитие новых нефтегазодобывающих регионов может быть обеспечена только при квалифицированной масштабной (с сопоставительным анализом) классификации ресурсной базы углеводородов с ранжированием потребной капиталоемкости и степени сложности (технологической и экономической) выработки запасов нефти и газа. При этом необходимо учитывать, что высокоэффективное выполнение программы геологоразведочных работ и ввода в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов является важным условием реализации энергетической стратегии отрасли в целом.

Научная новизна диссертационной работы носит характер решения не индивидуальных задач разработки месторождений углеводородов, а связана с решением отраслевых проблем по эффективному вводу в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. Решаются проблемы классификации месторождений по степени сложности выработки запасов углеводородов с ранжированием их по количественным показателям критериев базовых положений. На базе классификации вскрываются осложняющие природные, технико-технологические и экономические факторы.

Конкретные показатели научной новизны: 1. создана модель классификации месторождений углеводородов, учитывающей обширный комплекс базовых положений, осложняющих выработку запасов углеводородов (нефти и газа). Базовыми положениями являются:

• географическое и климатическое место расположения объекта разработки,

• геологические особенности строения объекта разработки,

• коллекторская - фильтрационная характеристика продуктивных отложений,

• физико-химические свойства пластовой нефти и природного свободного газа,

• наличие конденсатных фракций в природном газе и термобарические их характеристики,

• наличие редких элементов в углеводородах,

• природное режимное состояние эксплуатационных объектов,

• отраслевая заинтересованность во вводе в разработку месторождения данной классификационной характеристики.

2. разработана методика расчета количественных показателей критериев всех заданных базовых положений.

3. введено понятие «степень сложности выработки запасов углеводородов» с пятибалльной схемой оценки.

4. проведены обширные исследования классификации крупных месторождений углеводородов Западной Сибири и Северного Кавказа.

Рекомендуется проведение исследований по классификации всех типов месторождений осуществлять на этапах завершения разведочных работ, изучения геологической характеристики месторождений с подсчетом запасов углеводородов и при составлении проектных документов разработки месторождений на ранних стадиях эксплуатации. Кроме того, большое значение исследований по «классификации» месторождений должно отводиться при перспективном планировании освоения и ввода в разработку новых эксплуатационных объектов.

Разработка эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов существенно отличается от разработки стандартно-благоприятных объектов. Сложные объекты по своей геолого-физической характеристике и месту своего расположения требуют особого подхода в решении проблем их изучения, технической и технологической подготовки к разработке. В этом случае должна строго соблюдаться неразрывная цепочка научно-исследовательских и опытных работ:

• начиная с геолого-геофизического изучения эксплуатационного объекта на этапе разведочных работ,

• опытно-промышленного освоения пробуренного фонда скважин с проведением комплекса гидродинамических исследований скважин и пластов (ГДИ),

• лабораторно-экспериментальных исследований с использованием физических моделей, построение цифровых геологической и гидродинамической моделей и, на завершающем этапе,

• научное обоснование основных положений проектных решений по рекомендуемым технологиям дренирования запасов углеводородов, сетке скважин, темпам отбора продукции с выбором технологий и технических средств эксплуатации скважин.

Для решения проблем проектирования разработки и собственно практики разработки эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов важно наиболее полно осуществлять оценку основных - базовых положений, которые определяют степень сложности выработки запасов. Показатели такой классификации явятся основной базой высокоэффективного ввода в разработку новых объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кулешков, Игорь Владимирович, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Халимов Э.М. «Нефтяной комплекс России: состояние, проблемы развития» М., «НефтьГазПромышленность» №6 2006 г. Использованная литература в ГЛАВЕ 1

1.1 Академик Л.С. Лейбензон «Подземная гидрогазодинамика», собрание трудов, том II, издательство академии наук СССР, Москва, 1953.

1.2Щелкачев В.Н. «Основы подземной нефтяной гидравлики», М., Гостоптехиздат, 1945.

1.3 Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. «Подземная гидравлика», М., Гостоптехиздат, 1949.

1.4 Щелкачев В.Н. «Упругий режим пластовых водонапорных систем», М., Гостоптехиздат, 1948.

1.5 Щелкачев В.Н. «Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме», М. Гостоптехиздат, 1959.

1.6 Щелкачев В.Н. «Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации». Часть 1, М., 1995.

1.7 Щелкачев В.Н. «Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации». Часть 2, М., 1995.

1.8 Чарный И.А. «Подземная гидромеханика», М., Гостоптехиздат, 1948.

1.9 Чарный И.А. «Основы подземной гидравлики», М., Гостоптехиздат, 1956.

1.10 Чарный И.А. «Подземная гидрогазодинамика», М., Гостоптехиздат, 1963.

1.11 Пыхачев Г.Б. «Подземная гидравлика», М., Гостоптехиздат, 1961.

1.12 Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. «Научные основы разработки нефтяных месторождений», М., Гостоптехиздат, 1948.

1.13 Муравьев И.М., Крылов А.П. «Эксплуатация нефтяных месторождений», М. Гостоптехиздат, 1949.

1.14 Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов ю.п., Бунин А.Н., Воинов В.В., Глоговский М.М., Максимов М.М., М.Ф., Николаевский Н.М., Розенберг М.Д. «Проектирование разработки нефтяных месторождений. Принципы и методы», М., Гостоптехиздат, 1962.

1.15 Амелин И.Д., Колбиков B.C., Шмыгля П.Т., Халапов Г.А. «Вопросы проектирования разработки нефтяных месторождений Кубани», Краснодар, Советская Кубань, 1958.

1.16 Маскет М. «Течение однородной жидкости через пористую среду», Нью-Йорк-Лондон, 1937. Перевод с английского. Гостоптехиздат, 1949.

1.17 Маскет М. «Физические основы течения однородной нефти». Перевод с английского. Гостоптеиздат, 1953.

1.18 Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. «Физика нефтяного пласта», М., Гостоптехиздат, 1962.

1.19 Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Глоговский М.М., Николаевский Н.М., Орлов B.C. «Теоретисеские основы и проектирование разработки нефтяных месторождений». Изд. МИНХ и ГП, 1959.

1.20 Донцов K.M. «Разработка нефтяных месторождений», М., «Недра», 1977.

1.21 Лысенко В .Д. «Проектирование разработки нефтяных месторождений». М., «Недра», 1987.

1.22 Лысенко В.Д. «Теория разработки нефтяных месторождений». М., «Недра», 1993.

1.23 Лысенко В.Д. «Инновационная разработка нефтяных месторождений». М., «Недра», 2000.

1.24 Лысенко В.Д., Грайфер В.И. «Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений». М., «Недра», 2001.

1.25 Лебединец Н.П. «Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами». М., «Наука», 1997.

1.26 Закиров С.Н. «Анализ проблемы. Плотность сетки скважин -нефтеотдача». М., 2002.

1.27 Лапук Б.Б., Абуталиев Э.Б., Закиров С.Н. «Неустановившееся движение газа в пористой среде при нелинейном законе фильтрации. Вопросы вычислительной математики».Ташкент, изд. АНУзССР, 1963.

1.28 Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. «Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа». М., Недра, 1972.

1.29Коротаев Ю.П. «Комплексная разведка и разработка газовых месторождений». М., Недра, 1968.

1.30 Шмыгля П.Т. «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». М., Недра, 1967.

1.31 Андреев О.Ф., Басниев К.С., Берман Л.Б. и др. «Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири». М., Недра, 1984.

1.32Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Басниев К.С., Гриценко А.И., Рассохин Г.В., Шателов А.Т. «Технология добычи природных газов». М., Недра, 1987.

1.33 Мирзаджанзаде А.Х., Дурмишьян А.Г., Ковалев А.Г. и др. «Разработка газоконденсатных месторождений». М., Недра, 1967.

1.34Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. «Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления». М., Недра, 1976.

1.35 Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. «Основы технологии добычи газа». М., Недра, 2003.

1.36 «Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений». Материалы Всесоюзного совещания по разработке нефтяных и газовых месторождений в г. Киеве, 1961 г.. М. Гостоптехиздат, 1963.

1.37Гавура В.Е. «Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений». М., ВНИИОЭНГ, 1995.

1.38Вахитов Г.Г. «Полвека отечественной нефтедобычи: от взлета к падению». Сборник: «Нефть страны советов». Проблемы истории нефтяной промышленности СССР (1917 - 1991 гг.), М., 2005.

1.39Мирчинк М.Ф. «Нефтепромысловая геология». М., Гостоптехиздат, 1946, 700 с.

1.40 Жданов М.А. «Некоторые вопросы разработки многопластовых нефтяных Месторождений». «Нефтяное хозяйство», №7, 1953, с.28-32.

1.41 Мелик-Пашаев B.C. «Единая поверхность ВНЕС - один из факторов выделения эксплуатационных объектов». «Геология нефти и газа», №5, 1961, с.26-30.

1.42 Мелик-Пашаев B.C. «Методика разведки нефтяных месторождений». М., «Недра», 1968.

1.43 Мелик-Пашаев B.C. «О методике промышленной разведки нефтяных залежей платформенных областей». «Геология нефти и газа», №7, 1960, с.1-7.

1.44 Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. «Проектирование разработки нефтяных месторождений». М., Гостоптезиздат, 1962.

1.45 Ованесов Г.П. и Иванова М.М. «К вопросу о применении метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов». - «Нефтяное хозяйство», № 12, 1968, с. 28-33.

1.46 Быков Н.Е. «Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых нефтяных месторождений». М., «Недра», 1975, 144 с.

1.47 «Справочник по нефтепромысловой геологии» Н.Е. Быков, А.Я.Фурсов, М.И. Максимов и др.; Под ред. Н.Е. Быкова, А.Я.Фурсова, М.И. Максимова. М.:Недра, 1981. - с. 363-366.

Использованная литература в ГЛАВЕ 3

3.1 Джалалов К.Э., Колбикова В.В., Колбиков B.C. «Технологические

принципы проектирования и разработки глубокопогруженных залежей с

использованием естественной пластовой энергии», Научно-технический

вестник Роснефть, № 5, 2007

3.2 Патент РФ: (19) RU (11) 2295028 (13) Сг

(51) МПЕС

Е21В 43/20 (2006.01)

(54) «СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ»

Патентообладатель: ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»

З.ЗЮ.П. Борисов, З.К. Рябинина, В.В. Воинов «Особенности проектирования разработкинефтяных месторождений с учетом их неоднородности», М., «Недра», 1976, 282 с.

3.4А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев «Основы технологии добычи газа». М., НЕДРА, 2003, с. 880.

Использованная литература в ГЛАВЕ 4

4.1 «Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации залежи ПК] и небазисных объектов Северо-Комсомольского месторождения», ОАО «РосНИПИтермнефть», ОАО «Роснефть - Пурнефтегаз», Краснодар, 1999.

4.2«Проект доразработки Новодмитриевского месторождения», ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», 2007. Фонды НТЦ.

4.3Пересчет запасов нефти и газа, растворенного в нефти, газа газовой шапки, и ТЭО КИН месторождения Дыш. «ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕДР». ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», 2009. Фонды НТЦ.

4.4«Проект разработки Славянского газоаого месторождения», ОАО «РосНИПИтермнефть», 2005. Фонды института.

4.5«Дополнение к проекту разработки Старогрозненского

месторождения»000 «НК «Роснефть» - НТЦ», 2007. Фонды НТЦ.