Баженовская свита является основной нефтематеринской формацией Западной Сибири и перспективна для добычи нефти, хотя имеет очень сложное строение. В статье предложена многоуровневая литологическая типизация отложений, разработанная на основании изучения более 100 скважин с отбором керна из отложений баженовской свиты в пределах ХМАО.

Литотипизация содержит четыре уровня. Первый уровень включает два класса пород: карбонатно-глинисто-углеродисто-кремнистые (нефтематеринские) и кремнисто-карбонатные (потенциальные коллекторы). Породы первого класса содержат жидкие углеводороды в сорбированном состоянии, которые не могут быть извлечены с использованием существующих технологий. Породы второго класса также являются нефтематеринскими, однако часто обладают и коллекторскими свойствами, что обосновано сопоставлением результатов изучения керна с данными ГИС и промысловых исследований по определению интервалов притока.

Второй уровень включает семь групп литотипов, которые делятся по соотношению породообразующих компонентов. Группы литотипов первого класса имеют свое местоположение в разрезе и различаются между собой по каротажным кривым, группы литотипов второго класса разделить по данным каротажа сложно, они могут встречаться по всему разрезу.

Третий уровень– это 11 литотипов, выделенных по минеральному составу, содержанию органического вещества, структурно-текстурным особенностям. Принципиальным отличием данной типизации от предыдущих является учет текстурных особенностей пород, который позволяет сразу разделить нефтематеринские породы и потенциальные коллекторы.

Четвертый уровень – отображение разнообразия пород баженовской свиты, где выделено 33 подтипа пород, различающихся минеральными и биогенными включениями, примесями, текстурами, вторичными преобразованиями. Выделение литологических подтипов пород с характерным набором фаунистических остатков и примесей необходимо при проведении детальных фациальных реконструкций.

Данная классификация позволяет осуществить переход от изучения пород в прозрачных шлифах к построению трехмерной геологической модели без потери большого объема детальной литологической информации. Можно уверенно проводить интерпретацию результатов ГИС, сравнивать геологические разрезы свиты по данным изучения керна и ГИС между собой, определять факторы, контролирующие продуктивность толщи, устанавливать закономерности распределения свойств потенциальных коллекторов.

Список литературы

1. Коровина Т.А. Закономерности формирования и распространения коллекторов в битуминозных отложениях баженовской свиты для оценки перспектив нефтегазоносности западного склона Cургутского свода: дис. … геол.-минер. наук. – Санкт-Петербург, 2004.

2. Стратификация и детальная корреляция баженовского горизонта в центральной части Западной Сибири по данным литолого-палеонтологического изучения и ГИС / И.В. Панченко, В.Д. Немова, М.Е. Смирнова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2016. – № 6. – С. 22–34.

3. Панченко И.В. Размывы в баженовских отложениях Западной Сибири: значение для корреляций разрезов и прогноза коллекторов // Тезисы 3-го научно-практического семинара EAGE/SPE «Наука о сланцах». – М., 2019.

4. Литологические особенности строения нижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями ее нефтеносности / А.Д. Алексеев, В.Д. Немова, В.Н. Колосков, С.С. Гаврилов // Геология нефти и газа. – 2009. – № 2. – С. 27–33.

В статье рассмотрены основные физико-химические характеристики некоторых типов глинистых минералов. Различия этих свойств предопределяют проведение разных комплексов мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти. Объектом исследований являлись терригенные породы васюганской свиты (пласт Ю₁), характеризующиеся полиминеральным глинистым цементом, в состав которого входят каолинит, хлорит, группа гидрослюдистых минералов. Каждый из выделенных минералов имеет свои кристаллохимические (способность к набуханию) и физико-химические (размер площади удельной поверхности, катионно-обменная способность) особенности. По результатам сравнительного анализа данных лабораторных и специальных исследований установлено, что для пород с повышенным содержанием каолинита характерны небольшой размер удельной поверхности и низкая емкость катионного обмена; для пород с повышенным содержанием группы гидрослюдистых минералов – большая удельная поверхность и высокая емкость. Это подтверждает влияние минерального и количественного состава глинистого цемента на физико-химические особенности пород. С учетом отмеченного и результатов ранее проведенных исследований выполнена детализированная литолого-технологическая типизация пород. Выделены три типа, каждый из которых характеризуется определенным качественным и количественным составом, физико-химическими особенностями. Для каждого типа рекомендован комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи. В зонах распространения пород I типа эффективнее проводить мероприятия с использованием добавок различных ПАВ либо углекислого газа. В зонах развития пород II типа эффективны будут все существующие виды геолого-технологических мероприятий. В зонах распространения пород III типа возможно применение химических методов интенсификации добычи нефти. Показана необходимость учета глинистости разрабатываемого продуктивного пласта для повышения эффективности используемых вытесняющих реагентов при различных технологических операциях.

Список литературы

1. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский образовательный журнал. – 1996. – № 3. – 56–64 с.

2. Кравченко И.И., Бабалян Г.А. Адсорбция ПАВ в процессе добычи нефти. – М: Недра, 1971. – 159 с.

3. Колпаков В.В., Жолудева В.А., Саетгалеев Я.Х. Повышение эффективности геолого-разведочных работ и снижение рисков разработки на основе литолого-технологического моделирования глинистых коллекторов пласта Ю1 Когалымского района // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 10. – С. 9–13.

4. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1980. – 232 с.

5. Брегг В.Г. О структуре и свойствах глин // Успехи физических наук. – 1939. – № 26. – С. 1–20.

6. Шмырина (Жолудева) В.А., Морозов В.П. Морфогенетические особенности глинистых минералов продуктивных на нефть отложений Кустового месторождения (пласты БС111 и ЮС11) // Ленинградская школа литологии. Материалы Всероссиского литологического совещания, посвященного 100-летию со дня рождения Л.Б. Рухина. Т.II. – Санкт-Петербург: СПбГУ, 2012. – С. 202–204.

Российский сектор Каспийского моря является одним из перспективных регионов для поисков месторождений углеводородного сырья. Данные, полученные в результате обработки материалов сейсмофациальных, литологических, геофизических, петрофизических и других исследований, свидетельствуют, что основные перспективы связаны с карбонатным верхнеюрско-нижнемеловым комплексом отложений. Прогнозируемое на начальном этапе исследований развитие в этом (ранее считавшимся титонским) комплексе ловушек рифогенного типа не нашло своего подтверждения. Наряду с этим накоплены материалы, свидетельствующие о возможном наличии в этом районе значительного количества неструктурных ловушек нефти и газа литологического, стратиграфического и комбинированного типов. Поиск и разведка таких залежей диктуют необходимость построение детально разработанной схемы стратификации. Большой научный интерес территория Северного Каспия представляет и с точки зрения палеогеографических событий, происходивших на рубеже юрского и мелового периодов: именно через этот регион осуществлялся обмен водными массами и морской биотой между бореальными и тетическими бассейнами. Совместный анализ стратиграфических и палеогеографических данных может дать ключевую информацию для проведения бореально-тетической корреляции и обоснования границы юрских и меловых отложений в бореальных разрезах. В связи с этим первые сведения о строении юрско-меловой последовательности данного региона, полученные по результатам бурения представляют несомненный интерес. Установлено, что карбонатный комплекс, который ранее относили к образованиям титонского яруса, следует рассматривать как переходный титон-берриасский, а продуктивный пласт, представленный трещиновато-кавернозными доломитами, следует относить к берриасу. Тремя независимыми методами выполнена межскважинная корреляция уточненной кровли отложений юрской системы. Проведенное одномерное моделирование с учетом материалов вертикального сейсмопрофилирования и данных бурения позволило корректно провести стратиграфическую привязку опорных горизонтов к скважинным данным и выполнить однозначную корреляцию целевых горизонтов. Сейсмофациальный анализ показал, что в верхней части верхнеюрских отложений выделяется зона выхода отдельных фаз под кровлю верхнеюрских отложений. Полученные геологические результаты подтверждают предположение о возможном развитии в рассматриваемом районе стратиграфически экранированных ловушек.

Список литературы

1. Титон и неоком Северного Каспия / М.В. Смирнов, Е.Ю. Барабошкин, Т.Н. Богданова [и др.] // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический. – 2004. – Т. 79. – Вып. 2. – С. 30–39.

2. Гужиков А.Ю., Молостовский Э.А. Стратиграфическая информативность численных магнитных характеристик осадочных пород (методические аспекты) // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический. – 1995. – Т. 70. – Вып. 1. – С. 32–41.

3. Гужиков А.Ю. Геологическая информативность магнетизма керна и шлама осадочных пород, полученных при бурении разведочных скважин // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2013. – № 4 (46). – С. 51–61.

4. Кузнецов А.Б., Семихатов М.А., Горохов И.М. Стронциевая изотопная хемостратиграфия: основы метода и его современное состояние // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2018. – Т. 26. – № 4. – С. 3–23.

5. Revised Middle-Upper Jurassic strontium isotope stratigraphy / H. Wierzbowski, R. Anczkiewicz, J. Pawlak [et al.] // Chemical Geology. – 2017. – V. 466. – P. 239–255.

6. Изотопный состав Sr в белемнитах из пограничных отложений юры и мела (р. Маурынья, Западная Сибирь) / А.Б. Кузнецов, О.П. Изох, О.С. Дзюба, Б.Н. Шурыгин // Доклады РАН. – 2017. – Т. 477. – № 4. – С. 455–460.

7. Проливы Северного полушария в мелу и палеогене / Е.Ю. Барабошкин, Д.П. Найдин, В.Н. Беньямовский [и др.] // М.: Изд-во Геологического факультета МГУ, 2007. – 182 с.

8. Седиментология и стратиграфия пограничного юрско-мелового интервала карбонатного рампа Северного Каспия / Е.Ю. Барабошкин, С.Ю. Штунь, А.Ю. Гужиков [и др.] // В сб. Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии. Материалы IX Всероссийского совещания, 17–23 сентября 2018 г., НИУ БелГУ. – Белгород: Политерра, 2018. – С. 54–58.

9. Kashpir section (Volga River, Russia), the proposed auxiliary section for the J/K interval in Subboreal Realm / E.Yu. Baraboshkin, M.A. Rogov, A.Yu. Guzhikov [et al.] // XIIth Jurassica Conference. Field Trip Guide and Abstracts Book / Smolenice, Slovakia. Earth Science Institute, Slovak Academy of Sciences, Bratislava, 2016. – P. 109–112.

Пермский край относится к старым нефтедобывающим районам. Значительная доля (61 %) остаточных извлекаемых запасов приурочена к объектам с карбонатным типом коллектора, которые характеризуются пониженной продуктивностью. Бурение горизонтальных скважин – это один из основных способов обеспечений рентабельной разработки таких объектов. Широкое распространение практики бурения скважин с горизонтальным окончанием предъявляет особые требования к применяемым технологиям, обусловливает необходимость повышения эффективности их проводки по пласту. В Пермском крае бурение горизонтальных скважин в трех основных карбонатных нефтегазоносных комплексах: верхнедевонско-турнейском, верхневизейско-башкирском и каширо-верейском. Каждый комплекс характеризуется своими особенностями геологического строения и связанными с ним различиями в стратегии проводки горизонтальных стволов.

В статье дано описание типовых подходов к проводке скважин в различных геологических условиях. В настоящее время бурение всех горизонтальных скважин осуществляется с контролем проводки на основании геолого-геофизической информации LWD, поступающей с буровой в режиме реального времени с использованием средств геонавигации. Рассмотрены методы применяемых в процессе бурения исследований, а также используемые методики геонавигации и их особенности. Применение геонавигации позволяет обеспечивать рост показателей эффективной проходки горизонтальных участков стволов, несмотря на ухудшение геологических условий бурения: уменьшение эффективных толщин, рост расчлененности и др. Ввод в эксплуатацию горизонтальных скважин, пробуренных с применением геологического сопровождения, обеспечивает значительную долю (более 40 %) годовой добычи из новых скважин. Бурение горизонтальных скважин с геонавигацией позволяет вовлекать в рентабельную разработку объекты со сложным геологическим строением. Ранее эксплуатация таких объектов горизонтальными скважинами не рассматривалось по причине значительных рисков.

Список литературы

1. Joshi S.D. Cost/Benefits of Horizontal Wells // SPE-83621. – 2003.

2. Геонавигация в карбонатах. Успешное применение технологии многопластового картирования разреза при бурении горизонтальных скважин / С.В. Лебедев, В.А. Сайфитдинова, С.В. Кочнева [и др.]. – Иркутск: EAGE, Геобайкал, 2018.

3. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – 335 с.

На нефтяных месторождениях Пермского края ведется планомерная работа по поиску и внедрению новых методов и технологий, позволяющих увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов. Строительство боковых стволов является одной из технологий, которые позволяют повысить эффективность эксплуатации месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, увеличить коэффициент извлечения нефти и вывести из бездействия ранее пробуренные добывающие скважины.

В статье рассмотрено развитие технологии строительства боковых стволов на месторождениях Пермского края. Приведены методики зарезки боковых стволов, которые используются в настоящее время при строительстве скважин. Большое внимание в статье уделено технологии строительства многоствольных скважин (МСС). Одной из задач, которые решаются с применением МСС, является довыработка локализованных остаточных запасов нефти. Кроме того, бурение МСС позволяет вводить в работу аварийный и неработающий фонд, а также выполнять работы на скважинах, выработавших запасы. Показано, что на современном уровне проведения буровых работ технология строительства МСС представляет собой экономически эффективную альтернативу традиционным методам разработки месторождений. Рассмотрен опыт проектирования и результаты испытаний технологии строительства МСС на месторождениях Пермского края, а также боковых стволов с горизонтальным окончанием, пробуренных на девонские отложения. Сделан вывод, что разработка и широкое внедрение отечественного оборудования для бурения многоствольных и многозабойных скважин всех уровней конструкции стыка дополнительного ствола с основным (от TAML-1 до TAML-5) позволит обеспечить дальнейшее развитие данной технологии.

Список литературы

1. Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффективности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 98–100.

2. Гилязов Р.М. Совершенствование техники и технологии бурения боковых стволов: дисс. ... докт. техн. наук. – Уфа: УГНТУ, 1999. – 140 с.

3. Опыт проектирования и строительства многоствольных скважин / Г.В. Окромелидзе, Ю.В. Фефелов, С.В. Сунцов, С.И. Кучевасов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 54–55.

4. Опыт строительства многоствольных скважин/ Н.А. Лядова, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 3. – С. 58–60.

5. Геомеханическое моделирование как неотъемлемая часть комплексного подхода к строительству скважин в сложных горно-геологических условиях/ О.В. Гаршина, А.А. Предеин, П.И. Клыков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 28–33.

В статье представлен успешный опыт геонавигации при бурении скважин с протяженным горизонтальным окончанием на верхнеюрские отложения. Рассмотрены геологические особенности объекта, строение разреза целевых отложений, приведен пример выделения коллекторов. Коллекторами в разрезе верхнеюрских отложений являются прослои толщиной 0,5–3,0 м, которые уверенно выделяются по данным геофизических исследований скважин и изучения керна. Дано описание промыслового эксперимента - испытания скважины, проведенного для обоснования положения коллекторов в разрезе. Обоснован выбор целевого интервала для бурения протяженных горизонтальных скважин с целью сохранения устойчивости ствола и получения максимальных притоков нефти. Задачей являлось сопровождение бурения горизонтальных стволов в целевом интервале верхнеюрских отложений толщиной 3–5 м. В условиях отсутствия возможности привлечения высокотехнологичного комплекса каротажа для исследования горизонтальных стволов разработана методика геонавигации в интервале верхнеюрских отложений по данным гамма-каротажа и изучения шлама в процессе бурения. Высокая охарактеризованность верхнеюрских отложений данными изучения керна позволила выявить индикаторные элементы, изменение которых наиболее контрастно в разных пачках. На основании анализа результатов бурения сделан ряд выводов. Предложенная методика опробована при бурении 9500 м горизонтальных стволов, подтверждена ее высокая информативность и надежность. Данная технология не является дорогостоящей и может быть реализована на любом месторождении при дооснащении станции геолого-технических исследований портативными приборами определения элементного состава пород. Для тиражирования данной технологии на другие месторождения необходимо изучение опорных разрезов целевых отложений с точки зрения послойного изменения элементного состава пород по керну.

Список литературы

1. Стратификация и детальная корреляция баженовского горизонта в центральной части Западной Сибири по данным литолого-палеонтологического изучения и ГИС / И.В. Панченко, В.Д. Немова, М.Е. Смирнова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2016. – № 6. – С. 22–34.

2. Славкин В.С., Алексеев А.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 100–104.

3. Немова В.Д., Гаврилов С.С. Исследования керна отложений баженовского горизонта, как основа для интерпретации данных сейсморазведки. В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2014. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2014. – С. 212–230. – ISBN 978-94-6282-030-2.

4. Немова В.Д., Панченко И.В. Локализация приточных интервалов баженовской свиты и их емкостное пространство на Средне-Назымском месторождении // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/4/11_2017.pdf

5. Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2017.pdf

Зарезка боковых стволов (ЗБС) – одна из наиболее эффективных технологий, позволяющая увеличить добычу нефти на длительно разрабатываемых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. В регионе деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» к таким месторождениям можно отнести Ватьеганское, которое разрабатывается с 1985 г. Основной проблемой при ЗБС на месторождении является наличие в разрезе неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород (покачевско-савуйская пачка), вскрываемых при больших зенитных углах, а также транзитных и целевых продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

В настоящее время сформирован комплекс мероприятий, позволяющих предупредить возникновение аварий и осложнений при ЗБС с горизонтальным окончанием в несовместимых условиях, снизить непроизводительное время. Мероприятия включают оптимизацию процесса подбора скважины-кандидата для ЗБС; предпроектные и научно-исследовательские работы по совершенствованию конструкции скважин, рецептуры бурового раствора, технологии проводки и заканчивания боковых стволов; проведение опытно-промышленных испытаний; построение и актуализацию геомеханических моделей. Положительные результаты внедрения комплексного подхода к реконструкции скважин методом ЗБС в несовместимых геолого-технологических условиях позволили осуществить строительство боковых стволов с многозабойным горизонтальным заканчиванием, что увеличило площадь дренирования и соответственно продуктивность скважин. Накопленный опыт и применяемые технико-технологические решения получили широкое распространение при ЗБС и в эксплуатационном бурении в осложненных условиях.

Список литературы

1. Фазылов Д.А., Мазур Г.В. Результаты внедрения методики по критериям сложности профилей боковых стволов с горизонтальным окончанием // В сб. докладов XVIII конференция молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – Тюмень, 2018. – С. 565–573.

2. Геомеханическое моделирование для решения задач строительства скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (на примере Ватьеганского месторождения) / Д.В. Малютин, Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, Д.С. Святухов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 23–26.

3. Результаты применения 1D геомеханического моделирования при бурении скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / Д.В. Малютин, Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, Д.С. Святухов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2017. – № 9. – С. 52–58.

4. Бурение продуктивных горизонтов с пониженным пластовым давлением в Западной Сибири: прямая эмульсия «масло в воде»

BARADRIL-N/ Mineral Oil / Е.В. Тихонов, С.А. Соковнин, А.П. Долматов [и др.] // Бурение и нефть. – 2013. – № 10. – С. 50–52.

5. Best Practices—Direct Emulsion-Based Drilling Solution as a New Approach to Drilling in Mature Fields with Low Reservoir Pressure / S.A. Sokovnin, E.V. Tikhonov, A.B. Kharitonov [et al.] / SPE-176519-MS. – 2015.

6. Повышение эффективности бурения многозабойных скважин за счет применения растворов на углеводородной основе / Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, М.М. Фаттахов, Д.В. Малютин // Бурение и нефть. – 2016. – № 8. – С. 28–30.

Для обеспечения поддержания и наращивания экономически эффективной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири в условиях объективного ухудшения структуры текущих запасов необходимо применение современных, инновационных подходов и технологий разработки. Одной из таких технологий для ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» стала разработка залежей углеводородов многозабойными скважинами. В настоящее время технические аспекты строительства многозабойных скважин не вызывают сложностей. Метод применяется в промышленных масштабах, введено в эксплуатацию более 200 скважин на 24 месторождениях. Отмечено, что при столь значительном числе построенных многозабойных скважин практический опыт их применения в рамках регулярных систем разработки на отдельных самостоятельных залежах нефти либо крупных по площади ограниченных участках залежей традиционных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» не столь велик. Причины данной ситуации очевидны: текущее эксплуатационное бурение в значительной степени приурочено к залежам нефти разрабатываемых месторождений. Соответственно многозабойные скважины используются в составе уже сформированных систем разработки. Поддержание пластового давления в большинстве случаев осуществляется при помощи наклонно направленных нагнетательных скважин. Закачка рабочего агента в нагнетательные скважины с горизонтальным окончанием зачастую имеет статус опытно-промышленных работ. Горизонтальные и многозабойные скважины размещают в соответствии с классическими системами разработки, спроектированными для вертикальных скважин либо одноствольных горизонтальных скважин. Примером проектирования и формирования систем разработки для многозабойных скважин является Пякяхинское месторождение, основные нефтяные объекты которого полностью разбурены многозабойными скважинами. Пластовое давление поддерживается нагнетательными горизонтальными скважинами. Новые месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», такие как Имилорское, Западно-Покамасовское, Восточно-Икилорское вводятся в разработку с использованием многозабойных скважин в составе самостоятельных систем разработки. Масштабность применения многозабойных скважин и соответствующее достигнутое увеличение интенсивности отборов требуют внедрения систем разработки, адаптированных к реальной структуре запасов и условиям фильтрации пластовых флюидов. В статье рассмотрен опыт проектирования и фактического внедрения систем разработки с использованием многозабойных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», сделаны выводы и даны рекомендации.

Список литературы

1. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М. Многозабойные скважины: практический опыт Западной Сибири. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2015. – 231 с.

2. Пат. РФ № 2635926, Е 21В43/20, Е21В43/30. Способ разработки нефтяной залежи / Зайцев А.В., Мавлетдинов М.Г., Солянов С.А.; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2016117788; заявл. 04.05.2016; опубл. 17.11.2017.

Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми выполняет комплекс работ по научно-инженерному сопровождению гидравлического разрыва пласта (ГРП) на месторождениях Пермского края – с 2008 г., на месторождениях Республики Коми и Ненецкого автономного округа – с 2017 г. Технологии ГРП применяются во всех нефтегазоносных комплексах рассматриваемых регионов. Значительная дифференциация геолого-физических характеристик продуктивных пластов обуславливает формирование индивидуального подхода при выполнении ГРП для каждого эксплуатационного объекта. Основными задачами повышения технологической эффективности ГРП являются увеличение проводимости создаваемых трещин, повышение охвата воздействием по площади и разрезу, сокращение неконтролируемых утечек жидкости разрыва, исключение роста обводненности, сокращение высоты трещины в условиях близкорасположенных газо- и водонасыщенных интервалов.

В статье рассмотрены основные проблемы реализации ГРП, характерные для нефтегазоносных комплексов Пермского края, Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Дано описание основных технологических решений. В условиях постепенного ухудшения геолого-физических условий, в которых выполняются операции ГРП, для поддержания стабильной технологической эффективности мероприятий способы проведения ГРП постоянно совершенствуются. Отмечено, что важным условием успешного планирования ГРП является проведение полного комплекса лабораторных и промысловых исследований. Значительное внимание уделяется определению напряженного состояния пластов, для чего на постоянной основе выполняются исследования упруго-механических свойств керна, проводятся промысловые геофизические исследования скважин, ведется контроль развития трещин по данным микросейсмического мониторинга. Кроме того, осуществляются исследования реологических параметров жидкостей разрыва, выполняются фильтрационные исследования на керне. За счет постоянной оптимизации технологии на высоком уровне поддерживается эффективность выполняемых операций ГРП. Накопленная дополнительная добыча нефти с учетом переходящего эффекта для рассматриваемых регионов составила более 15,5 млн. т.

Список литературы

1. Развитие технологий гидравлического разрыва пласта на месторождениях Пермского края / В.Л. Воеводкин, А.А. Алероев, Т.Р. Балдина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 108–113.

2. Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2016. – 68 с.

3. Проведение проппантных гидроразрывов низкопроницаемых пластов на нефтяных месторождениях Ненецкого автономного округа / А.А. Алероев, С.А. Кондратьев, Р.Р. Шарафеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 108–111.

4. Восстановление и повышение продуктивности добывающих скважин каширского и подольского объектов на одном из нефтяных месторождений Пермского края / А.С. Вотинов, С.А. Дроздов, В.Л. Малышева, В.А. Мордвинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18. – № 2. – 140 с.

В статье рассмотрена возможность увеличения нефтеотдачи одного из месторождений Ирака, которое уже несколько лет находится в активной разработке с применением заводнения. Объектом разработки является пласт Мишриф с трещинно-порово-кавернозным типом коллектора. При этом в последнее время отмечается снижение пластового давления из-за недостаточной компенсации отбора закачкой. На основе анализа комплекса данных геофизических и гидродинамических исследований скважин, аэрокосмогеологии, показателей разработки и эксплуатации скважин сформулированы выводы о проявляющихся негативных тенденциях в разработке месторождения, связанных с изменением конфигураций трещин, что в свою очередь происходит из-за снижения пластового давления ниже давления их смыкания. Для учета распределения объема и проницаемости трещин использована апробированная ранее на объектах Пермского Края и Республики Коми методология построения модели объемной сетки трещин. Модель в процессе исследований адаптирована к условиям рассматриваемого месторождения. Анализ результатов показал возможность применения методологий, используемых для карбонатных объектов России, для условий Ирака. На основе построенной модели сетки трещин, анализа изменения проницаемости пласта в процессе разработки и других технологических показателей даны технологические рекомендации по восстановлению пластового давления и выбору режима эксплуатации скважин, а также по размещению дополнительных добывающих и нагнетательных скважин. Выполнена технико-экономическая оценка предлагаемых решений. Учет выявленных динамических зависимостей проницаемости от давления, расположение зон трещиноватости позволяет значительно сократить фонд скважин и капвложения на объекте исследований.

Список литературы

1. Махави М.М. Геологическое обоснование комплексного освоения углеводородных ресурсов юга Ирака: автореф. дис. … канд. геол-минер. наук. – Уфа, 2010. – 24 c.

2. Саблин Р.А., Рамазанов А.М. Об особенностях выработки запасов в карбонатных неоднородных коллекторах на примере объекта Мишриф месторождений Юга Ирака //Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 5. – C. 5–14.

3. Integration of production logs helps to understand heterogeneity of Mishrif reservoir in Rumaila / A. Holden, C. Lehmann, C.Ryder [et al.] // Proceedings of SPWLA 55th Annual Logging Symposium, 18–22 May, Abu Dhabi, United Arab Emirates. – SPWLA-2014-GGG.

4. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 288 с.

Для успешной реализации крупных проектов в ПАО «ЛУКОЙЛ» применяется фазовый подход, формализованный в интегрированной системе управления проектами (ИСУП), обеспечивающий своевременное выявление рисков и оценку эффективности возможных вариантов развития активов. Одним из элементов ИСУП является интегрированная модель, которая позволяет рассчитывать профили добычи, учитывать взаимовлияние скважин как через пласт, так и через наземную инфраструктуру, оценивать вероятностное распределение экономических показателей проекта путем проведения многовариантных расчетов, выявлять риски и противоречия проектных решений в различных функциональных областях и выявлять возможности по оптимизации проектов, не достигающих целевой экономической эффективности.

В статье на примере месторождения D33, расположенного на шельфа Балтийского моря, рассмотрены основные задачи ранних этапов реализации проекта. Показаны преимущества применения интегрированных моделей при решении этих задач. Основными подходами, использованными при проведении расчетов, являлись вероятностное моделирование для оценки неопределенности технологических показателей и связанных с ними рисков; моделирование управления современными интеллектуальными системами внутрискважинного оборудования, обеспечивающими улучшение характеристик вытеснения; многовариантное интегрированное моделирование для оптимизации капитальных вложений и операционных затрат. За счет оптимизации положения добывающих скважин, подбора глубиннонасосного оборудования и автоматического управления режимами работы скважин в интегрированной модели при проектировании фазы 2 проекта удалось сохранить запланированные в фазе 1 уровни добычи нефти при сокращении числа добывающих скважин и отказе от применения многофазного насоса для транспортировки нефти на берег. Реализация предложенных решений позволит сократить затраты и увеличить внутреннюю норму доходности (IRR) на 0,6%.

По результатам выполнения работ применение интегрированного моделирования рекомендовано для использования на всех крупных проектов ПАО «ЛУКОЙЛ».

В статье освещена деятельность ПАО «ЛУКОЙЛ» в области поиска, адаптации и испытания новых технологий, проводимых в рамках реализации программ опытно-промышленных работ (ОПР) в компании. Представлены статистические данные о динамике выполнения ОПР и переводе технологий в промышленную стадию.

В качестве примеров развития инновационных направлений «от простого к сложному» рассмотрена история совершенствования технологий гидравлического разрыва пласта (ГРП), строительства разветвленных скважин (многозабойных (МЗС) и многоствольных (МСС)), бурения скважин малого диаметра (СМД).

Приведена информация об эволюции применяемых технологий ГРП от операций с закачкой в пласт не более 10 т расклинивающего трещину проппанта до большеобъемного (100 т и более) ГРП и в дальнейшем многостадийного ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС). Отражены данные об эффективности внедрения МГРП на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ».

Развитие технологий строительства разветвленных скважин в компании рассмотрено с момента бурения первых МЗС с двухзабойным окончанием до строительства МСС с уровнем сложности TAML-5 на морских месторождениях.

Бурение СМД в ПАО «ЛУКОЙЛ» получило развитие и распространение в первую очередь благодаря экономической эффективности для условий месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. С 2010 г. технологии бурения СМД совершенствовались от ОПР до проектных решений при подготовке проектно-технической документации на разработку месторождений. Кроме того, в 2017 г. в Пермском крае на Осинском месторождении была успешно пробурена первая МЗС малого диаметра, разработана технология зарезки боковых стволов для конструкции СМД.

Список литературы

1. Повышение эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с применением многозонных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах / В.В. Муляк, М.В. Чертенков, А.А. Шамсуаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 48–51.

2. Развитие технологий гидравлического разрыва пласта на месторождениях Пермского края / В.Л. Воеводкин, А.А. Алероев, Т.Р. Балдина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 108–113.

3. Опыт и перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, Н.А. Лядова, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 98–102.

Рост мировой потребности в углеводородном сырье и истощение его запасов на суше активизировали в последние десятилетия поисково-разведочные работы в акваториях морей и океанов, приведшие к существенному росту морской нефтегазодобычи.

Разработка нефтяных месторождений на шельфе является одним из перспективных направлений деятельности нефтегазодобывающих компаний. Особенности проведения работ на море требуют привлечения значительных средств для реализации проектов на строительство скважин. Высокая стоимость капитальных вложений является одной из самых важных проблем в процессе вовлечения в производство минеральных ресурсов подводных месторождений.

Рассмотренные в статье рациональные подходы к привлечению плавучих буровых средств основаны на поиске соответствия технических характеристик буровых платформ географическим, гидрометеорологическим и климатическим условиям бурения, что определяет экономическую эффективность проведения работ в море.

Проанализированы различные конструктивные варианты применения буровых средств, в том числе самоподъемных, полупогружных буровых установок, буровых судов, буровых платформ тендерного исполнения. Представлены достоинства и недостатки применения различных типов установок в условиях строительства скважин месторождения D33 в Балтийском море, рассмотрены особенности технологии тендерного бурения, применяемые зарубежными компаниями.

Комплексная оценка выбора морских буровых установок, которая учитывает различные технико-экономические факторы, уникальные для каждого проекта на шельфе, дает возможность не только проанализировать техническую и экономическую эффективность проведения работ и сократить стоимость строительства, но также оценить возможные риски бурения скважин, обеспечить промышленную и экологическую безопасность работ на шельфе.

Список литературы

1. Богоявленский В.И. Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики // Бурение и нефть. – 2012. – № 11. – С. 5–9.

2. Ампилов Ю. Месторождения Российского шельфа // Neftegas. – 2014. – № 10. – С. 20–27.

3. НД 2-020201-012. Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ: утв. 01.01.12: ввод в действие с 28.02.13 / Российский морской регистр судоходства. – СПб., 2012. – 480 с.

4. Smidth F., Contractors M., Georges C. Deepwater Skid-over Solution for Marginal Field Development at the Froy Field // SPE 35041-MS. – 1996.

5. MODU Dayrates. – https://www.infield.com/rigs/report-rig-day-rates

Вследствие возрастающей стоимости обустройства морских нефтегазовых месторождений в мировой практике формируется тенденция использования безлюдных технологий для освоения шельфовых месторождений нефти и газа. Для снижения затрат на строительство и эксплуатацию морских нефтегазопромысловых сооружений успешно реализуются как технологии с применением систем подводной добычи (СПД), так и обустройство с дистанционно управляемыми стационарными платформами.

Так как в настоящее время затраты на обустройство с СПД и надводными сооружениями становятся сопоставимыми, при выборе оптимального с технико-экономической точки зрения варианта применение надводных морских нефтегазопромысловых сооружений (МНГС) является предпочтительным.

Одним из путей дальнейшей оптимизации затрат при обустройстве месторождений нефти и газа является использование МНГС без постоянного присутствия персонала. В статье анализируется мировой опыт безлюдных МНГС в различных регионах мира, приводится их классификация, включающая следующие параметры: наличие или отсутствие на платформе вертолетной площадки, динамического оборудования, колтюбинговой установки, стационарной системы водяного пожаротушения, установки для проведения геофизических исследований скважин.

Авторы отмечают отсутствие в отечественной практике опыта строительства и эксплуатации МНГС без постоянного присутствия персонала, а также недостаточность действующей нормативной документации, регламентирующей их проектирование. Рассматривается опыт разработки первого национального стандарта ГОСТ Р на основе модификации международного стандарта ISO, который впервые вводит классификацию безлюдных МНГС с точки зрения категории обеспечения безопасности персонала и категории степени последствий при потенциальных рисках, возникающих при эксплуатации морских сооружений.

Список литературы

1. https://www.offshore-technology.com/features/featurecould-unmanned-platforms-provide-the-boost-the-n...

2. Rambøll Oil & Gas/ Unmanned wellhead platforms –UWHP. Summary report, 2016.

Одним из наиболее важных и актуальных вопросов для нефтегазовой промышленности России является выбор вариантов разработки нефтяных месторождений, которые обеспечивали бы соблюдение целого ряда противоречивых требований: рациональное использование и охрана недр; наиболее полное извлечение из недр запасов углеводородов; необходимость максимизации бюджетной эффективности проекта; обеспечение коммерческой привлекательности разработки месторождения для недропользователя.

Как показал анализ, предложенный в «Методических рекомендациях по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» подход к выбору варианта разработки противоречит коммерческим интересам недропользователя и не позволяет обеспечить максимизацию экономической эффективности разработки нефтяного месторождения. Данный подход основан на использовании метода аддитивного свертывания векторного критерия, включающего нормированные коэффициенты извлечения нефти, газа (свободного, газовой шапки) и конденсата за рентабельный срок разработки, нормированный ЧДД пользователя недр, нормированный накопленный дисконтированный доход государства. При определении интегрального показателя всем критериям придается одинаковый вес.

Предложен подход к выбору варианта разработки нефтяных мождений, основанный на критерии максимального чистого дисконтированного дохода проектаестор. В качестве инструмента стимулирования недропользователя к выбору данного варианта используется корректирующий коэффициент снижения ставки налога на добычу полезных ископаемых. При выборе недропользователем оптимального с точки зрения общественной эффективности варианта скорректированная ставка должна обеспечить недропользователю получение такого же ЧДД, как в оптимальном для него варианте. Применение данного подхода позволяет повысить коэффициент извлечения нефти и бюджетную эффективность проекта.

Список литературы

1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. – М.: Экономика, 2008. – 221 с.

2. Зубарева В.Д., Саркисов А.С., Андреев А.Ф. Технико-экономический анализ нефтегазовых проектов: эффективность и риски. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 280 с.

3. Саркисов А.С. Технология стратегического управления. – М.: Печатный Двор, 2001. – 312 с.

4. Duvigneau J.C., Prasad R.N. Guidelines for Calculating Financial and Economic Rates of Return WBG for DFC Projects. – http://documents.worldbank.org/curated/en/567991468782148724/Guidelines-for-calculating-financial-an...

5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998. – 332 с.

Рассмотрены условия осадконакопления терригенных отложений тюменской свиты на западе Широтного Приобья. Показано, что продуктивный пласт ЮС₂ формировался в обстановке волновой дельты, занимавшей в батском веке прибрежную часть обширной приморской равнины. Разрез продуктивных отложений представлен двумя типовыми элементами дельты: 1) фронтом, включающим устьевые бары, переработанные волнами в пляжево-баровый комплекс с врезанными в него распределительными дельтовыми каналами; 2) дельтовой равниной с распределительными каналами и песками пойменных разливов.

Основной коллектор представлен баровой фацией проксимальной и дистальной зон с хорошо выраженным циклическим строением и регрессивным гранулометрическим профилем. Наиболее высококачественные породы-коллекторы сосредоточены в проксимальной зоне с повышенной песчанистостью и укрупненным гранулометрическим составом. Песчаники образуют хорошо связанные непрерывные тела с разномасштабной слоистостью волновой ряби, вдоль направления которой ориентированы профили притоков к добывающим скважинам. В дистальной зоне баровых отложений размер зерен, отсортированность и толщина песчаных прослоев уменьшаются, протяженность и толщина прослоев глинистых алевролитов возрастают, что ухудшает коллекторские свойства и нарушает связанность песчаных тел.

Наибольшая приемистость нагнетательных скважин свойственна песчаникам проксимальной зоны устьевых баров и песчаным отложениям потоковой фации распределительных дельтовых каналов, обладающим повышенной проницаемостью. В низкопроницаемых и низкопоровых коллекторах дальней зоны устьевых баров средняя приемистость скважин снижается более чем в 2 раза. Макрофациальная неоднородность, определяющая фильтрационную структуру коллектора и его гидродинамику, должна учитываться при проектировании системы расположения нагнетательных и добывающих скважин, оценке остаточных запасов углеводородов и выборе геолого-технических мероприятий для их добычи.

Список литературы

1. Рыкус М.В. О влиянии вторичных преобразований на качество терригенных пород-коллекторов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 12. – С. 40–45.

2. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. – Уфа: Мир печати, 2014. – 324 с.

3. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.

4. Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна / В.А. Захаров, Б.Н. Шурыгин, М.А. Левчук [и др.] // Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. – № 11. – С. 1492–1504.

5. Рыкус М.В. Литолого-фациальные особенности нефтегазоносных комплексов Пурского района Западной Сибири // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 2. – С. 14–26.

6. Чжан Ц., Рыкус М.В. О влиянии геологической неоднородности устьевого бара на гидродинамику коллектора месторождения Красный Лес (КНР) // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 1. – С. 33–46.

Развитие нефтегазовой отрасли России непосредственно связано с разработкой трудноизвлекаемых запасов. Уже много лет ведется разработка баженовской свиты, продолжается освоение тюменской свиты и ачимовской толщи. При этом в термин «трудноизвлекаемые запасы» часто вкладывается разный смысл: до сих пор нет его точного определения. В связи с этим оценки экспертов могут различаться. В то же время 30 % объема добычи нефти в России можно отнести к трудноизвлекаемым. В этой ситуации становится особенно актуальным применение новых технологий и методов специальных исследований керна.

В статье рассмотрены проблемы определения и оценки фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных пород-коллекторов с использованием результатов микротомографии керна. Проведено моделирование различных процессов непосредственно на основе трехмерного изображения порового пространства образцов (pore-scale modeling) для оценки их эффективных свойств и более детального изучения исследуемых процессов одно- и двухфазной фильтрации. Результаты математической обработки и интерпретации данных компьютерной микротомографии керна позволяют получить, в частности, относительные фазовые проницаемости, которые могут быть использованы для трехмерного гидродинамического моделирования, а также оценить основные фильтрационно-емкостные свойства исследуемых пород. По сравнению с экспериментальными исследованиями методы компьютерной микротомографии совместно с поромасштабным моделированием позволяют с существенно меньшими затратами оценивать фильтрационно-емкостные свойства, проводить расчеты для образцов керна, для которых проведение экспериментов невозможно, а также ремасштабировать результаты для использования в гидродинамических моделях. За счет более полного учета микромасштабных факторов пористой среды использование методов микротомографии расширяет возможности повышения качества гидродинамических моделей сложнопостроенных коллекторов, к которым приурочены трудноизвлекаемые запасы, и, как следствие, позволяет более обоснованно и с меньшими затратами решать задачи по управлению разработкой месторождений нефти и газа.

Список литературы

1. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации. Структура, состояние, перспективы освоения / И.В. Шпуров, А.Д. Писарницкий, И.П. Пуртова, А.И. Вариченко. – Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2012. – 256 с.

2. Blunt M.J. Flow in porous media - pore-network models and multiphase flow // Current Opinion in Colloid & Interface Science. – 2001. – V. 6. – P. 197–207.

3. Xiong Q., Baychev T.G., Jivkov A.P. Review of pore network modelling of porous media: Experimental characterisations, network constructions and applications to reactive transport // Journal of Contaminant Hydrology. – 2016. V. 192. – P. 101–117.

4. Марков П.В., Родионов С.П. Использование моделей микроструктуры пористой среды при расчете фильтрационных характеристик для гидродинамических моделей // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 11. – С. 64–75.

5.  Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации / А.Б. Шабаров, А.В. Шаталов, П.В. Марков, Н.В. Шаталова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 1. – С. 79–101.

6. Ryazanov A.V. Pore-Scale Network Modelling of Residual Oil Saturation in Mixed-Wet Systems. – Edinburgh: Heriot-Watt University, Institute of Petroleum Engineering, 2012.

7. Valvatne P.H. Predictive Pore-Scale Modelling of Multiphase Flow. – London: Imperial College, 2003. – 146 р.

8. Øren P.E., Bakke S., Arntzen O.J. Extending predictive capabilities to network models // SPE 52052-PA. – 1998.

9.  Efficient extraction of networks from three-dimensional porous media / Z. Jiang, K., Wu G. Couples, M.I.J. van Dijke [et al.] // Water Resour. Res. – 2007. – V. 43. – Р. 1–17.

10. Марков П.В, Родионов С.П. Метод стохастической генерации моделей поровых сетей по распределениям их параметров // Вестник кибернетики. – 2016. – № 3 (23). – С. 18–25.

11. Markov P.V. The relative permeability regions assignment on the basis of pore network models parameters distributions// Saint Petersburg 2016 International Conference & Exhibition, 11–14 April 2016. – Saint Petersburg, 2016. – Р. 31–35.

12. Markov P.V., Rodionov S.P. Rock Typing on the Basis of Pore-scale Models and Complex Well Log Interpretation Parameters // International Conference & Exhibition «Tyumen 2017», EAGE, 11–14 April 2017. – Tyumen, 2017. – 14 р.

Шельфовое месторождение Белый Тигр расположено на Центральном поднятии Кыулонгского бассейна и разрабатывается с 1986 г. совместным предприятием СП «Вьетсовпетро». Глубина моря в пределах месторождения составляет около 50 м, поэтому для обустройства применяются стационарные морские гидротехнические сооружения (МГТС), а для бурения скважин – самоподъемные буровые установки (СПБУ).

В статье рассмотрен подход к проектированию эксплуатационных скважин на шельфовом месторождении Белый Тигр. Так как данное месторождение является многопластовым, что накладывает инфраструктурные ограничения, обусловленные максимальным числом скважин на одной платформе, при разработке широкое применение получила технология бурения наклонно направленных скважин. В настоящее время основные участки месторождения введены в разработку, ведется разбуривание краевых зон. Это обусловливает усложнение конструкций скважин – увеличению отходов от вертикали. При этом траектория наклонно направленного ствола подбирается таким образом, чтобы при эксплуатации скважины решались задачи как доразведки «рискованных запасов», так оптимального вскрытия «надежных запасов» многопластовой залежи. В статье дано описание основных этапов проектирования таких скважин. Проектирование включает геологическое обоснование, определение оптимального профиля и конструкции с учетом геологических целей и особенностей оперативного геологического сопровождения бурения. Рассмотрены новые технологии, которые были успешно применены и содействовали расширению компетенций в проектировании и бурении сложных скважин с большим отходом от вертикали. Основной акцент сделан на технологии буровых растворов, подбор соответствующей буровой установки и бурового инструмента. При проектировании более сложных скважин на еще более удаленные структуры в дальнейшем приобретенные навыки позволят успешно решать поставленные задачи.

Список литературы

1. Lubnin A.A., Afanasiev I.S., Yudin E.V. System approach to planning the development of multilayer offshore field // SPE-176690-MS. – 2015.

2. Lubnin A.A., Yudin E.V., Sansiev G.B. Methods to Improve the Efficiency of Development of a Multi-Layer Offshore Gas Condensate Field: Thien Ung Case Study // SPE-187865-MS. – 2017.

3. Nguyen Du Hung, Hung Van Le. Hydrocarbon Geology of Cuu Long Basin – Offshore Vietnam, AAPG International Conference, Barcelona, Spain, September 21-24, 2003. – 6 c.

4. Negrao A. Multilateral or Extended Reach // SPE-0514-0130-JPT. – 2014.

5. Нетичук И., Суворов А., Галимов А. Особенности спуска и цементирования обсадных колонн ERD скважин // SPE-181947-RU.

В регионе Центрального Хорейверского Поднятия (ЦХП) имеются участки с карбонатным коллектором, разработка которых традиционными способами малоэффективна. Такие участки связаны в основном с пластом D₃fm_IV, который прослеживается на многих месторождениях региона, имеет высокую расчлененность разреза и неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, затрудняющих его разработку наклонно направленными скважинами и требующих применения сложных типов заканчивания скважин. В работе приводятся анализ технологий ввода в разработку пластов с низкой плотностью запасов, критерии выбора участка для опытно-промышленных работ (ОПР), оценка их эффективности с помощью гидродинамического моделирования (ГДМ) с учетом рисков для выбранных участков.

На основании данных мониторинга запасов, проводимого в рамках авторского надзора и анализа промыслово-геофизических исследований (ПГИ) были определены месторождения с максимальным объемом запасов на участках с их низкой плотностью. Далее было выбрано месторождение с высокой геологической изученностью и наличием инфраструктуры с целью поиска участков для ОПР. Участки для ОПР выбирались на основе критериев, связанных с наличием достаточного количества запасов, достаточно высокого пластового давления и необходимого числа исследований для минимизации рисков. Оценка запасов проводилась по постоянно-действующей геолого-технологической модели с учетом анализа данных ПГИ и замеров пластового давления. Оценка эффективности применения сложных типов заканчивания выполнялась как аналитическими методами, так и на ГДМ с использованием локального измельчения сетки.

Начальные показатели эксплуатации со сложным типом заканчивания, полученные по ГДМ с локальным измельчением сетки, хорошо соотносятся с результатами, полученными по аналитическим моделям. В результате технология «Рыбья кость» (Fishbone) оказалась наиболее эффективной для разработки высокорасчлененного неоднородного карбонатного коллектора. Основным ее преимуществом по сравнению с горизонтальной скважиной с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП) является практически неограниченный срок действия эффекта, тогда как длительность эффекта от ГРП составляет 2-3 года. Однако ее применение для месторождений ЦХП ограничено из-за отсутствия на российском рынке. В связи с этим для повышения эффективности разработки участков с низкой плотностью запасов был рекомендован тип заканчивания ГС с МГРП.     

Для участков ЦХП с низкой плотностью запасов определены наиболее эффективные технологии вовлечения в их разработку, выбран способ заканчивания и его оптимальные параметры с учетом технических ограничений. Разработанный подход может быть использован на участках с низкой плотностью запасов других месторождений.

Список литературы

1. Карпов В.Б., Паршин Н.В., Рязанов А.А. Совершенствование разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами на основе применения многозонного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 96–100.

2. First Fishbone Well Drilling at Vankorskoe Field / M.V. Bazitov, I.S. Golovko, D.A. Konosov [et al.] // SPE 176510. – 2015.

3. Algeroy J., Pollock R. Equipment and Operation of Advanced Completions in the M-15 Wytch Farm Multilateral Well // SPE 62951-MS. – 2000.

4. Dossary A.S., Mahgoub A.A. Challenges and Achievements of Drilling Maximum Reservoir Contact (MRC) Wells in Shaybah Field // SPE 85307. – 2003.

5. Intelligent Completion in Laterals Becomes a Reality / B. Bouldin, R. Turner, I. Bellaci [et al.] // SPE 183949-MS. – 2017.

6. A Decade of Experience Using Intelligent Completions for Production Optimization and Water Shut-Off in Multilateral Wells in the World’s Largest Oilfield / A. Dulaijan, M. Shenqiti, K. Ufondu [et al.] // SPE 184629-MS. – 2017.

7. Advanced Completion and Fracturing Techniques in Tight Oil Reservoirs in Ordos Basin: A Workflow to Maximize Well Potential / Liu Hai, Luo Yin, Li Xianwen [et al.] // SPE 158268-MS. – 2012.

8. Заикин И.П., Кемпф К.В., Шкарин Д.В. Опыт строительства многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть»// Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 21–24.

9. Внедрение технологии горизонтального бурения на карбонатных коллекторах месторождений АО «Зарубежнефть» / Р.Д. Багманов, Г.Д. Федорченко, И.С. Афанасьев, С.П. Аюшинов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 72–86.

10. Rice J.K., Jorgensen T., Waters J.W. First Installation of Efficient and Accurate Multilaterals Stimulation Technology in Carbonate Reservoir // SPE 171804-MS. – 2014.

11. Akhkubekov A.E., Vasiliev V. Acid Tunneling Technology: Application Potential in Timano-Pechora Carbonates// SPE 135989-MS. – 2010.

12. Tethys Petroleum on Radial Drilling Technology Case History: North Urtabulak // https: rogtecmagazine.com. – Sep. 5. – 2011.

Циклическое заводнение как один из методов увеличения нефтеотдачи является достаточно эффективной технологией поддержания уровня добычи нефти на разрабатываемых месторождениях. В ОАО «Удмуртнефть» в 2010 г. начаты работы по внедрению двухтрубных компоновок одновременно-раздельной закачки. Данная компоновка позволяет осуществлять циклическое заводнение только по какото-то одного выбранного эксплуатационного объекта. При комплексном подходе к управлению циклическим заводнением одной из задач является оценка фактической эффективности циклической закачки за прошлые периоды, для проведения которой рекомендуется использовать суточные данные о добыче по скважинам в зоне циклического воздействия. Для проведения оценки фактической эффективности циклической закачки на базе суточных данных о добыче требуется информация о датах начала и окончания ее проведения.

В статье предложен авторский алгоритм для распознавания циклического режима работы нагнетательной скважины по суточным данным закачки. В основе алгоритма лежит построение скользящего среднего для адаптивного выделения основного тренда в закачке. Такой подход, с одной стороны, позволяет идентифицировать циклический режим для скважин, которые полностью останавливаются в соответствующий полупериод циклической закачки (нулевая приемистость по суточным данным). С другой стороны, алгоритм может применяться также для скважин, оборудованных компоновками одновременно-раздельной закачки, в которых циклическая закачка осуществляется только в один из объектов (пластов), а закачка в другие объекты (пластам) осуществляется в постоянном режиме (колебание приемистости относительно среднего значения по суточным данным). Предложенный алгоритм позволяет с надежностью 90 % распознавать интервалы циклической закачки по скважинам с отключением закачки как по всем вскрытым эксплуатационным объектам, так и по части из них.

Список литература

1. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования / Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. – 112 с.

2. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.

3. Цепелев В.П., Насыров В.А., Качурин С.И. Анализ эффективности использования нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2011. - № 4. – С. 30-34.

4. Боровский И.А. Технология одновременно-раздельной закачки воды в несколько эксплуатационных объектов через одну нагнетательную скважину // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 4 (39). – С. 99-103.

5. Сидельников К.А., Цепелев В.П. Комплексный подход к управлению циклическим заводнением на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 112-116.

Тюменская свита является низкопроницаемым объектом со сложным геологическим строением. Реакция добывающих скважин на ввод системы поддержания пластового давления (ППД) в условиях низкопроницаемого коллектора менее выражена, чем в традиционных коллекторах. В связи с отмеченным добыча нефти при отработке нагнетательных скважин сопоставима с добычей при применении системы ППД, поэтому возникает вопрос определения оптимального срока отработки нагнетательных скважин для улучшения технико-экономических показателей разработки. Решение о переводе скважин в систему ППД принимается на основе анализа динамики добычи нефти и/или результатов гидродинамического моделирования.

В данной работе создана трехфазная гидродинамическая модель, на которой в пределах сегмента с характерным для тюменской свиты геологическим строением выполнены многовариантные расчеты с целью определения оптимального периода отработки нагнетательных скважин. Выполнена оценка эффекта от перевода скважин в систему ППД, определен оптимальный период их отработки. При этом традиционный подход подразумевает большое число вариантов и расчетов, которое зависит от числа нагнетательных скважин и детализации сроков отработки. Из-за трудоемкости этот процесс сложно поддерживать при постоянном обновлении геологической информации, получаемой в процессе бурения скважин. Предложенный экспресс‑метод оценки оптимального периода отработки скважин позволяет значительно сократить число расчетов на гидродинамической модели. Экспресс-метод основан на оценке изменения интенсивности реакции реагирующей скважины от ввода окружающих скважин. Данный экспресс‑метод позволяет получить близкий к оптимальному результат при существенном снижении трудозатрат.

Список литературы

1. Проблемы изучения залежей нефти в отложениях тюменской свиты Красноленинского месторождения / Т.Н. Смагина, М.А. Волков, В.К. Рыбак [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 11. – С. 24–27.

2. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода / А.А. Чусовитин, Р.А. Гнилицкий, Д.С. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5 – С. 54–58.

3. Шупик Н.В. Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. – М., 2017. – 114 с.

4. Повышение эффективности разработки крупного месторождения ТРИЗ в Западной Сибири на основе опыта Канадских месторождений-аналогов / В.Б. Карпов [и др.] // SPE 182572-RU. – 2016.

5. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

В статье предложен подход к решению задачи оптимизации дизайна многостадийного разрыва пласта (МГРП) для горизонтальной скважины. В качестве свободных параметров оптимизации приняты длина горизонтального участка скважины, число трещин и количество проппанта, загружаемого на одну трещину. Целевыми показателями оптимизации являлись максимальный уровень накопленной добычи нефти, максимальный уровень доходов от МГРП и минимальный уровень затрат на его проведение. Применен оптимизационный алгоритм — генетический алгоритм NSGA-II, в ходе работы которого на каждом итерационном шаге решаются три взаимосвязанные подзадачи: определение геометрических характеристик трещин, нахождение накопленного после проведенного МГРП дебита и расчет чистого дисконтированного дохода. Предложенный метод определения оптимального дизайна МГРП показан на примере низкопроницаемого нефтяного пласта при следующих предположениях. Пласт считается прямоугольным, скважина проходит вдоль центральной линии пласта, трещины расположены на одном расстоянии перпендикулярно скважине и симметрично относительно нее. Кроме того, все трещины идентичны, их геометрические характеристики (длина и ширина) определяются количеством закачанного в пласт проппанта и находятся по эмпирическим формулам. Для расчета притока к скважине применяются приближенные аналитические формулы, позволяющие учитывать конечную проводимость трещин. В качестве основного экономического показателя, характеризующего экономическую рентабельность процедуры МГРП, принят доход на основе чистой дисконтированной стоимости (NPV). Проведена серия расчетов для разных значений средней проницаемости пласта. Результаты расчетов показывали, что NPV не всегда линейным образом зависит от уровня добычи нефти. Отмечено, что после адаптации алгоритма к параметрам конкретного месторождения модель может быть использована для планирования разработки.

Список литературы

1. Economides M.J., Oligney R.E., Valko P.P. Unified Fracture Design: Bridging the gap between theory and practice. – Texas: Orsa Press Alvin. 2002.

2. Marongiu-Porcu M., Economides M.J., Holditch S.A. Economic and physical optimization of hydraulic fracturing // J. Nat. Gas. Sci. Eng. – 2013. – V. 14. – P. 91–107.

3. Rahman M.M., Rahman M.K., Rahman S.S. An integrated model for multiobjective design optimization of hydraulic fracturing // J. Petrol. Sci. Eng. – 2001. – V. 31. – P. 41–62.

4. Rahman M.M., Rahman M.K., Rahman S.S. Multicriteria Hydraulic Fracturing Optimization for Reservoir Stimulation // Pet. Sci. Technol. – 2003. – V. 21. – P. 1721–1758.

5. A fast and elitist multiobjective genetic algorithm: NSGA-II / K. Deb, S. Agrawal, A. Pratap [et al.] // IEEE Trans.Evol.Comp. – 2002. – V. 6. – P. 182–197.

6. Retrospective Analysis of Hydrofracturing with the Dimensionless Parameters: Comparing Design and Transient Tests / Shel E. [et al.] //SPE Russian Petroleum Technology Conference. – 2018.

7. Шель Е.В., Падерин Г.В., Кабанова П.К. Методика тестирования моделей симулятора гидроразрыва пласта //Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 42–45.

8. Модель для расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин гидроразрыва пласта / С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 64–67.

9. Учет влияния безразмерной проводимости на экспресс-расчет дебита жидкости после многозонного гидроразрыва пласта / С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 110–113.

В статье представлены результаты сравнительного анализа трех методов определения фильтрационных параметров пласта: традиционного, основанного на регистрации и обработке кривой восстановления давления (КВД), регистрации и обработки кривых стабилизации давления (КСД) и анализа добычи. Метод, основанный на обработке КВД, теоретически обоснован, его достоверность подтверждена многолетней историей практического применения. Преимуществом методов КСД и анализа добычи является отсутствие необходимости в продолжительной остановке скважин. Выполнена оценка достоверности результатов, полученных методами КСД и анализа добычи, в сравнении с традиционным методом КВД. Для решения поставленной задачи использованы материалы регистрации забойного давления и дебитов жидкости скважин месторождений Пермского края (терригенные объекты). Кривые восстановления и стабилизации давления обработаны в модуле Saphir программного комплекса KAPPA Workstation v5.20.01, данные о добыче – в модуле Topaz данного программного продукта. Сопоставление данных, полученных при интерпретации КВД, методами КСД и анализа добычи, показало высокую сходимость результатов, расхождение значений составляет менее 5 %. В результате анализа сделан вывод, что методы КСД и анализа добычи можно использовать при определении параметров коллекторов, когда это невозможно сделать по КВД ввиду низкого качества данных (недовосстановленные КВД), и на основании информации о пласте можно уточнять гидродинамической модели и оптимизировать режимы работы скважин.

Список литературы

1. Управление разработкой на основе долговременного гидродинамического мониторинга на примере Западно-Салымского месторождения / Д.Н. Гуляев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 36–39.

2. Разработка дизайна гидродинамического исследования в условиях карбонатного коллектора / А.Е. Давыдова, А.А. Щуренко, Н.М. Дадакин [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 6. – С. 68–79.

3. Повышение эффективности гидродинамического моделирования посредством применения усовершенствованных методик обработки данных гидродинамических исследований скважин (на примере Озерного месторождения) / М.В. Латышева, Ю.В. Устинова, В.В. Кашеварова, Д.В. Потехин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 15. – С. 73–80.

4. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления (КВД) по геолого-промыcловым характеристикам пласта (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 17. – С. 32–40.

5. Сергеев В.Л., Нгуен Т.Х.Ф. Модели и алгоритмы адаптивной интерпретации результатов комбинированных газогидродинамических исследований интеллектуальных скважин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 10. – С. 67–75.

6. Оптимизация проведения гидродинамических исследований скважин в условиях карбонатного коллектора / А.Е. Давыдова, А.А. Щуренко, Н.М. Дадакин [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17. – № 2. – С. 123–135.

7. Сергеев В.Л., Донг В.Х., Фам Д.А. Адаптивная интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин на прогнозирующих моделях // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 1. – С. 165–172.

8. Сергеев В.Л., Ву К.Д. Адаптивная интерпретация гидродинамических исследований горизонтальных скважин с идентификацией псевдорадиального потока // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2017. – Т. 328. – № 10. – С. 67–73.

9. Сергеев В.Л., Донг В.Х. Идентификация фильтрационных потоков в процессе гидродинамических исследований горизонтальных скважин с трещинами гидроразрыва пласта // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 3. – С. 103–110.

10. Fei Wang, Shicheng Zhang. Pressure-buildup analysis method for a post-treatment evaluation of hydraulically fractured tight gas wells // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – V. 35. – P. 753–760.

11. Numerical well test model for caved carbonate reservoirs and its application in Tarim Basin, China / Yi-Zhao Wan, Yue-Wu Liu, Fang-Fang Chen [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 161. – P. 611–624.

Для проектирования новых технологий, направленных на повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов, необходим учет факторов, которые могут влиять на реализацию технологии. К данным факторам относятся структура пористой среды, физико-химические свойства пластовых флюидов, их изменение в пределах объекта разработки.

На основе результатов хроматографических исследований состава высоковязкой нефти бобриковско-радаевского горизонта Вишнево-Полянского месторождения определены основные закономерности изменения молекулярно-массового распределения алканов.

Объектом исследования является Вишнево-Полянское месторождение высоковязкой нефти, которое приурочено к восточному бортовому склону Мелекесской депрессии и введено в разработку в 1988 гу. Основным объектом разработки является бобриковско-радаевский горизонт. Месторождение характеризуется достаточно низким значением коэффициента извлечения нефти – 0,09. Следовательно, данное месторождение высоковязкой нефти может быть рассмотрено как первоочередной объект для применения технологий, направленных на увеличение добычи нефти.

С учетом отмеченного для выбора эффективных методов воздействия необходимо исследование закономерностей проявления микропроцессов, происходящих в пласте. С целью изучения динамики состава подвижной части остаточных запасов нефти Вишнево-Полянского месторождения был проведен анализ проб высоковязкой нефти, отобранных из 20 добывающих скважин с периодичностью 7 сут. В целом нефть бобриковско-радаевского горизонта характеризуется близкими кривыми молекулярно-массового распределения н-алканов С₁₀-С₄₀. Анализ данных кривых показывает монотонное снижение содержания углеводородов от С₁₄ до С₃₄. Для нефтей месторождения свойственен одномодальный характер с максимумом для С₁₄. Группа тяжелых компонентов С₂₁-С₄₀ характеризуется как неоднородная, что может свидетельствовать о снижении устойчивости структурных образований и выпадении в пласте и призабойной зоне агрегатов из высокомолекулярных углеводородов, смол и асфальтенов вследствие изменения термодинамических условий

Список литературы

1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений: монография: в 2-х т. / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.С. Хисамов [и др.], 2 т. – Казань: ФЭН, 2007. – 524 с.

2. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 412 с.

3. Органическая геохимия осадочной толщи и фундамента территории Татарстана / Г.П. Каюкова, Г.В. Романова, Р.Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. – М.: ГЕОС, 2009. – 487 с.

4. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одной из наиболее распространенных технологий, направленных на увеличение продуктивности и производительности скважин. Детальный анализ накопленного для того или иного региона опыта проведения ГРП позволяет разрабатывать подходы к успешной реализации метода. В частности, большой интерес для теории и практики добычи нефти представляет определение размеров и направление образовавшейся в результате ГРП трещины. Одним из современных методов, позволяющих определять пространственное расположение трещины ГРП и ее размеры, является микросейсмический мониторинг с использованием поверхностной системы наблюдений. Однако далеко не каждая операция ГРП может сопровождаться таким мониторингом. Так, в ряде случаев применение данного метода контроля осложнено наличием неблагоприятных сейсмогеологических условий, затрудняющих прохождение волн. Также необходимо учитывать повышение стоимости проведения ГРП при использовании микросейсмического мониторинга. В связи с этим актуальной представляется разработка способа, позволяющего по данным комплексной обработки геолого-промыслового материала решать указанную задачу.

В статье приведены результаты анализа материалов по скважинам Пермского края, в которых проведение ГРП сопровождалось качественным микросейсмическим мониторингом. По этим же скважинам привлечены материалы гидродинамических исследований при неустановившихся режимах и данные о дебитах за 12 мес до и после проведения ГРП. Комплексный анализ материалов позволил получить параметры трещин, которые характеризовались высокой степенью сходимости с результатами микросейсмического мониторинга. Таким образом, разработан подход к оценке результатов ГРП, основанный на использовании данных промысловых и гидродинамических исследований, который показал высокую степень соответствия результатам микросейсмического мониторинга.

Список литературы

1. Развитие технологий гидравлического разрыва пласта на месторождениях Пермского края / В.Л. Воеводкин, А.А. Алероев, Т.Р. Балдина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 108–113.

2. Черепанов С.С., Чумаков Г.Н., Пономарева И.Н. Результаты проведения кислотного гидроразрыва пласта с проппантом на турнейско-фаменской залежи Озерного месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 16. – С. 70–76.

3. Восстановление и повышение продуктивности добывающих скважин каширского и подольского объектов на одном из нефтяных месторождений Пермского края / А.С. Вотинов, С.А. Дроздов, В.Л. Малышева, В.А. Мордвинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2018. – Т. 18. – № 2. – С. 140–148.

4. Александров С.И., Гогоненков Г.Н., Пасынков А.Г. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 3. – С. 51–53.

5. Бархатов Э.А., Яркеева Н.Р. Эффективность применения многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2017. – Т. 328. – № 10. – С. 50–58.

6. Initiation, propagation, closure and morphology of hydraulic fracturing in sandstone cores / Jianming He, Chong Lin, Xiao Li [et al.]. – 2017. – V. 208. – P. 65–70.

7. Разработка статистической модели прогноза эффективности проппантного ГРП по геолого-технологическим показателям для верейского карбонатного нефтегазоносного комплекса / В.И. Галкин, А.Н. Колтырин, А.С. Казанцев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 3. – C. 48–54.

8. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Колтырин А.Н. Разработка вероятностно-статистических моделей для оценки эффективности применения проппантного гидравлического разрыва пласта (на примере объекта Тл-Бб Батырбайского месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17. – № 1. – C. 37–49.

9. Tarek A. Ganata, Meftah Hrairi. A new choke correlation to predict flow rate of artificially flowing wells // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 171. – P. 1378–1389.

10. Особенности влияния интерференции скважин на эффектинвость гидравлического и газодинамического разрыва пласта / Р.З. Нургалиев, И.Р. Мухлиев, Л.Р. Сагидуллин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 3. – C. 29–34.

11. Мухаметшин В.В. Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 5. – С. 117–124.

12. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. – М.: Недра, 1986. – 382 с.

13. Анализ интерференции скважин на основе алгоритмов комплексирования промысловых данных / А.В. Чорный, И.А. Кожемякина, Н.Ю. Чуранова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – C. 36–39.

При разработке месторождений с газовыми шапками и нефтяной оторочкой одной из главных проблем является прорыв газа к забоям добывающих скважин. Особенно актуальна данная проблема, если в качестве системы поддержания пластового давления применяется обратная закачка газа в газовую шапку. Из-за большой разницы в подвижности газ «зажимает» нефть в пласте и стволе скважины, происходит интенсивное падение дебитов нефти. Также в связи с ростом добычи газа увеличивается загрузка системы сбора и подготовки продукции, что накладывает ограничения на общие объемы добычи по месторождению и приводит к необходимости остановки скважин с высокими газовыми факторами и соответственно потерям в добыче нефти. Расширение инфраструктуры подготовки газа, как правило, экономически неэффективно, так как требует больших капитальных вложений и значительных затрат времени на проектирование и строительство. Другой подход к решению проблемы – проведение комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на снижение газового фактора добывающих скважин, в частности, отключение интервалов прорыва газа в добывающих скважинах.

В статье рассмотрен уникальный опыт ПАО «НК «Роснефть» на северной оконечности месторождения Чайво шельфа о-ва Сахалин по определению и изоляции интервалов прорыва газа в скважинах со сверхдальним отклонением от вертикали. Дано описание техники и технологии проведения исследований профиля притока, подхода к подбору скважин-кандидатов на основании полученных данных, применения методов ремонтно-изоляционных работ и оборудования. Показаны достигнутые результаты по скважине.

Список литературы

1. Planning and Results of Ultra Extended Reach Well Drilling in the Chayvo Field / D. Ganichev, E. Makarov, V. Bardin, A. Bovykin // SPE-181897-MS. – 2016.

2. Case History of a Challenging Thin Oil Column Extended Reach Drilling (ERD) Development at Sakhalin / V.P.Gupta, S.R.Sanford, R.S.Mathis [et al.] // SPE/IADC 163487. – 2013.

3. Molloy R. Sakhalin Gas Shut-off Workovers: A Case History of Zonal Isolation at Record Depth // SPE/IADC 163482. – 2013.

4. Sheiretov T. Wireline Tractors and Mechanical Services Tools: Comparative Study of Technical Solutions // SPE-179044-MS. – 2016.

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в нефтегазоносном регионе Надым-Пур-Тазовского бассейна Западной Сибири. Для поддержания высоких темпов его разработки актуальными являются восстановление и увеличение продуктивности горизонтальных скважин (ГС). Один из эффективных методов восстановления продуктивности скважин - обработка призабойной зоны (ОПЗ) композиционными составами, включающими растворители и кислоты.

В статье рассматривается методика подбора технологий и составов реагентов для восстановления продуктивности ГС на примере Ванкорского месторождения. Методика подбора технологий и составов включала следующие этапы:

– исследование кислотных композиций на совместимость с нефтью из продуктивных пластов и на растворяющую способность кольматантов;

– исследование изменения фильтрационных характеристик нефтенасыщенной пористой среды (кернов) при воздействии на нее кислотным составом с целью определения проницаемости для нефти модели пористой среды до и после фильтрации кислотного состава, максимального градиента давления при закачке кислотного состава и построения зависимости перепада давления от объема закачки;

– выбор целевого реагента;

– совместимость реагентов ОПЗ с флюидами коллектора;

– определение расходной нормы реагентов для проведения ОПЗ;

– оценка времени, необходимого для удаления (разрушения, растворения) кольматанта;

– выбор способа доставки реагента к месту отложения кольматанта;

– определение продуктов, образующихся при воздействии реагентов на кольматант;

– удаление из скважины продуктов реакции;

– оценка рисков несовместимости реагентов между собой и с пластовыми флюидами;

– выбор материалов и технологии селективной обработки заданного интервала

Предложенная методика апробирована в 20 скважинах основных продуктивных пластов. Основные результаты реализации методики:

– минимальный прирост дебита нефти составил 11 т/сут, средний прирост - 24 т/сут;

– осложнений при эксплуатации скважин после ОПЗ не наблюдалось;

– стабильный эффект получен для удельного расхода более 8 дм³/м.

По результатам промысловых работ принято решение о внедрении предложенных технологий ОПЗ на Ванкорском месторождении.

Список литературы

1. Кринин В.А. Строение и стратиграфическое положение пластов-коллекторов нижнехетского продуктивного горизонта в северо-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции//Научно-практическая конференция «Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края». – Красноярск: КНИИГиМС, 2007. – 14 с.

2. Состав и условия образования продуктивных толщ нижнехетской и яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения (северо-восток Западной Сибири) / П.А. Фокин, В.Р. Демидова, В.М. Яценко [и др.] // Вестник Московского университета. – Сер. 4. Геология. – 2008. – № 5. – С. 12–18.

3. Civan F. Near-wellbore formation damage by inorganic and organic precipitates deposition. Ch. 24 // In Reservoir Formation Damage. – 3rd Ed. – Gulf Professional Publishing, 2016. – 1084 p.

4. Civan F. Reservoir stress-induced formation damage: formation compaction, subsidence, sanding tendency, sand migration, prediction and control, and gravel-pack damage. Ch. 15 // In Reservoir Formation Damage. – 3rd Ed. – Gulf Professional Publishing, 2016. – Р. 419–443.

5. Комплексный подход к предупреждению солеотложения в условиях Ванкорского месторождения / И.В. Валекжанин, К.К. Резвова, А.Р. Ахтямов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 5 (44). – С. 24–28.

6. Изоляция зон водопритоков в наклонно направленных и горизонтальных скважинах / Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Г.А. Орлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 2. – С. 44–47.

7. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений / О.В. Акимов, В.Н. Гусаков, С.Е. Здольник [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. – С. 92–95.

Ранее на основе ретроспективного анализа научных работ в области гидравлического расчета трубопроводов XVIII – XX веков (Нефтяное хозяйство. – 2019. - № 7. – С. 128-133) показано, что концепция осознанного применения адаптивных параметров при определении гидравлических потерь в трубах ведет свое начало с трудов А. Дарси. Однако использование коэффициента эквивалентной шероховатости в качестве универсального адаптивного параметра не позволяет свести к разумному минимуму расхождение расчетных зависимостей с экспериментальными значениями коэффициентов гидравлических сопротивлений нефтепроводов. И даже возросшие вычислительные возможности компьютерных технологий не дали возможности принципиально повысить точность гидравлических расчетов, выполняемых по формулам классической гидродинамики. Не полагаясь на грядущие успехи в разработке адекватных мультифазных моделей для нефте- и нефтепродуктопроводов, следует признать наиболее эффективным адаптивный подход к оценке параметров гидравлического трения по данным эксплуатации технологического участка. Показано, что приемлемым в этом случае является адаптация коэффициентов в обобщающем уравнении Лейбензона для коэффициента гидравлического трения по данным эксплуатации каждого конкретного нефтепровода. Показано, что для дальнейшего повышения точности технологических расчетов необходимо использовать методологию мультифазного движения жидкости в рельефном трубопроводе с учетом аккумуляции и миграции водяных и газовых скоплений. Обобщение современных тенденций в гидродинамике нефтяных потоков по магистральным нефтепроводам показывает принципиальную возможность получать удовлетворительную сходимость расчетных и фактических потерь на трение (±10-15 %) решением обратных задач гидромеханики, применяя адаптационные алгоритмы по двум параметрам.

В статье приведены примеры, полученные обработкой данных с технологических участков действующих магистральных нефтепроводов, для зависимостей типа Дарси – Вейсбаха и Лейбензона.

Список литературы

1. Кутуков С.Е., Гольянов А.И., Четверткова О.В. Становление трубной гидравлики: ретроспектива исследований гидравлических сопротивлений в трубах // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 128–133.

2. Черникин В.А., Черникин А.В. Обобщенная формула для расчета коэффициента гидравлического сопротивления магистральных трубопроводов для светлых нефтепродуктов и маловязких нефтей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 4 (8). – С. 64–66 с.

3. Tsal R.J. Altshul-Tsal friction factor equation, Heating, Piping and Air Conditioning. – 1989. – № 8. – Р. 30–45.

4. Brkić D. Review of explicit approximations to the Colebrook relation for flow friction // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2011. – V. 77. – № 1. – Р. 34–48.

5. Swamee P.K., Jain A.K. Explicit Equations for Pipe-Flow Problems // Journal of the Hydraulics Division. ASCE. – 1976. – V. 102. – № HY5. – Proc. Paper 12146, May. – Р. 657–664.

6. Eck B. Technische Stromungslehre. – New York: Springer, 1973. – 324 p.

7. Round G.F. An explicit approximation for the friction factor-Reynolds number relation for rough and smooth pipes // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 1980. – V. 58. – P. 122–123.

8. Николаев А.К., Быков К.В., Маларев В.И. Определение коэффициента гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2013. – № 5. – C. 265–268.

9. Zeghadnia L., Robert J.L., Achour B. Explicit Solutions For Turbulent Flow Friction Factor: A Review, Assessment And Approaches Classification // Elsevier Editorial System(tm) for Ain Shams Engineering Journal& – 2019. – 27 p.

10. Wood D.J. An Explicit Friction Factor Relationship // Civil Engineering, ASCE. – 1966. – V. 36. – № 12. – Р. 60–61.

11. Кутуков С.Е., Шаммазов А.М. Гидродинамические условия существования водного скопления в нефтепродуктопроводе // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2003. – № 62. – С. 68–75.

12. Кутуков С.Е., Бахтизин Р.Н., Шаммазов А.М. Оценка влияния газового скопления на характеристику трубопровода // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2003. – № 1. – С. 5.

13. Кутуков С.Е., Бажайкин С.Г., Мухаметшин Г.Р. Характеристика участка нефтепровода со скоплением воды // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (106). – С. 118–125.

14. Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П.А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 1. – С. 34–45.

15. Кутуков С.Е., Бажайкин С.Г., Мухаметшин Г.Р. Характеристика участка нефтепровода со скоплением воды // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (106). – С. 118–125.

Рассмотрен опыт проверки заключений по результатам обследования технического состояния сооружений на опасных производственных объектах нефтепереработки и нефтехимии, выполненных силами субподрядных организаций. Подробно рассмотрены отдельные моменты, совместный учет которых позволил бы авторам этих заключений избежать ошибочных выводов, повысить качество и полноту обследований:

– изменение требований норм по нагрузкам, а также геометрических характеристик прокатных профилей стальных конструкций (в том числе с учетом коррозии) для различных временных периодов возведения и эксплуатации; отмечено, что обязательной частью инструментальных работ при обследовании сооружений для дальнейшего учета результатов исследований в поверочных расчетах является определение фактической (остаточной) толщины элементов стальных конструкций;

– определение марок стали и предельно допустимой отрицательной температуры металлоконструкций, изготовленных из кипящих сталей, применение которых в настоящее время запрещено;

– определение степени нейтрализации (коррозии) бетона железобетонных конструкций и ее влияние на состояние арматуры;

– определение состояния опор и подвесок на трубопроводах и ее влияние на строительные конструкции эстакад.

Затронуты вопросы и пути решения по обследованию подземных конструкций (фундаментов мелкого заложения, свайных фундаментов) и определению несущей способности свайных фундаментов.

Всесторонний анализ технического состояния сооружений позволит принять обоснованные решения по дальнейшей безопасной эксплуатации объекта обследования, рациональности замены старых конструкций на новые или же экономичности варианта с их усилением, возможности дополнительного нагружения строительных конструкций при реконструкции или техническом перевооружении, а также по эксплуатации в режиме мониторинга.

Список литературы

1. Рекомендации по оценке надежности строительных конструкций зданий и сооружений по внешним признакам. – М.: АО ЦНИИпромзданий, 2001.

2. Технологический регламент по применению неразрушающего экспресс-контроля сплошности свай методом «СОНИК». – М.: ОАО «ЦНИИС», 2002.

3. Актуальность новых подходов в исследовании причин деформаций резервуаров / П.В. Потегикин, Р.М. Тимербулатов, А.Н. Авренюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 50–53.