авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ...»

-- [ Страница 3 ] --

Основными геолого-физическими особенностями залежи, оказывающими доминирующее влияние на процесс выработки запасов нефти, являются крайне неоднородный по фильтрационно-емкостным свойствам карбонатный тип коллектора и аномально высокая вязкость нефти. Именно поэтому применение традиционных технологий оказывается неэффективным, что подтвердила разработка залежи на режиме истощения, при котором за 25 лет с начала разработки было добыто около 6% балансовых запасов нефти, при этом обводненность добываемой продукции превысила 80% [1].

Наиболее эффективными из промышленно освоенных технологий добычи высоковязкой нефти являются термические методы, прежде всего площадная закачка в пласт пара применяемая на залежи в течение последних десяти лет [2].

Особенности работы насосного оборудования на пермо-карбоновой залежи обусловлены свойствами добываемой продукции и, соответственно, вытекающими отсюда применяемыми технологиями добычи нефти.

Надежная и безаварийная работа добывающих скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН) для откачки высоковязкой продукции, во многом обеспечивает выполнение планов по добыче нефти. Одним из путей повышения эффективности добычи высоковязких нефтей скважинными насосами является применение методов оперативного технического диагностирования и мониторинга работы насосной установки, которые позволят своевременно определять неисправности в различных частях установки и прогнозировать ее дальнейшее состояние. Оптимизация планирования ремонтов и обслуживаний установки увеличит надежность работы, а также снизит технологические затраты.

Развитие современной техники позволяет практически полностью автоматизировать процесс добычи нефти. Внедрение станций управления на микропроцессорной технике позволяет перейти от контроля по признаку включено/выключено к контролю за качественными показателями работы скважин с глубиннонасосным оборудованием [3].

Развитие систем телемеханизации позволяет связать в единую сеть все месторождение.

Информация, получаемая со скважины, по системе телемеханики передается на центральный сервер, где и хранится. В результате по всему промыслу скапливается огромное количество данных, которое несет в себе огромное количество информации как о работе месторождения в целом, так и отдельной скважины. Применение технологий исследований и контроля работы скважинных штанговых насосов на основе искусственных нейронных сетей является перспективной основой для создания мощных инструментариев прогнозирования и диагностирования работы всего месторождения искусственными нейронными сетями.

Поскольку каждому состоянию СШНУ соответствует определенная форма динамограммы, то задача диагностирования насосного оборудования сводится к задаче классификации, когда каждому классу поставлено в соответствие отдельное состояние установки [4].

Решение задачи классификации в общем случае состоит из нескольких этапов (рисунок): получение исходной информации, математическая обработка (предварительная обработка экспериментальных данных с целью излечения полезной для классификации информации) и классификация состояния (включает набор правил, в соответствии с которыми объект может быть отнесен к тому или иному классу).

Рисунок. Этапы решения задач идентификации состояния ШСНУ по динамограммам Применительно к УСШН исходными данными являются периодические сигналы усилия в точке подвеса штанг и положения этой точки, полученные с использованием динамографа.

Процесс математической обработки можно представить в виде некоторой совокупности действий над сигналом. Очевидно, что желательно выбрать или синтезировать такую последовательность действий (алгоритм), которая привела бы к желаемому результату с минимальным количеством вычислительных процедур.

Заключительный этап классификации – это отнесение динамограммы к тому или иному классу, то есть ее распознавание. В настоящее время разработан целый ряд различных методов распознавания образов. Традиционные методы распознавания обладают рядом недостатков: частые ошибки в идентификации образов, ограниченное число возможных распознаваемых образов, длительность вычислений.

Аппарат нейронных сетей, в отличие от традиционных методов, обладает следующими преимуществами: быстросчетность, обучаемость, способность к обобщению, количество распознаваемых образов ограничивается лишь размерами сети.

Примеры применения искусственных нейронных сетей (ИНС) можно найти в области нефтегазодобычи. В литературе есть примеры использования ИНС для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пласта. Входными данными для обучения сети являлись данные о коллекторе, пластовых жидкостях, системе заводнения и системе отбора.

Выходными данными – объект и технология увеличения нефтеотдачи из 60 имеющихся вариантов. Построенная авторами сеть обучена на более чем 2200 примерах и применена для выбора технологических мероприятий на Ромашкинском месторождении [5].

Подход с применением ИНС применен для прогнозирования работы скважин и выбора геолого-технических мероприятий для увеличения дебита скважин. Обучение сети проводилось с целью прогноза таких показателей как дебит скважины, пластовое давление и обводненность. Авторами показано, что применение ИНС позволяет делать более точные, по сравнению с другими методами, прогнозы. При этом количество параметров, по которым проводилось обучение сети, составляло более двух сотен для каждой скважины. Методы, основанные на ИНС, применяются также для моделирования процессов добычи нефти, прогноза показателей бурения.

При реализации термического воздействия на пласты с высоковязкой нефтью свойства жидкости будут меняться в зависимости от применяемых технологий. УСШН на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения применяются после пароциклических обработок добывающих скважин. Контроль эффективности работы глубиннонасосного оборудования осуществляется при помощи динамометрирования. Для достижения обоснованных отборов нефти в период максимально достигнутой температуры призабойной зоны пласта необходимо качественно и быстро интерпретировать результаты исследований работы УСШН. При изменении температуры и обводненности добываемой продукции эффективность применяемого оборудования может существенно изменяться и приводить к уменьшению запроектированных темпов отбора жидкости, а также к увеличению паронефтяного отношения и снижению экономической эффективности процесса паротеплового воздействия.

В процессе исследования опыта применения на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения УСШН в технологиях пароциклических обработках добывающих скважин были сформированы обучающие множества для ИНС. Множества входящих данных состоят из динамограмм, развернутых по времени, а также таких параметров работы скважин, как обводненность продукции в процессе добычи, изменение отборов жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве скважины.

Создание, обучение и тестирование ИНС проведено с помощью модуля Neural Analyzer аналитического пакета Deductor производства компании BaseGroup Labs. Для анализа использовалась свободнораспространяемая версия пакета Neural Analyzer 2.0 Lite.

Модуль позволяет создавать многослойные нейронные сети. В качестве функции активации может быть выбрана сигмоида или гиперболический тангенс. Предусмотрено обучение сети по четырем алгоритмам: обратного распространения ошибки (Back Propagation), Resilient Propagation, метод сопряженных градиентов, сеть с радиальными базисными элементами.

Более подробную информацию о пакете можно узнать на Internet странице производителя (www.basegroup.ru).

Классификация динамограмм с применением ИНС допускает несколько подходов к решению. Первой проблемой, которую необходимо решить, прежде чем приступить к построению классификатора, это проблема выбора метода обучения сети.

Немаловажным вопросом является и состав обучающего множества. Первое требование, которое предъявляется к обучающему множеству – это представительность.

Иначе говоря, для классификации фактических динамограмм необходимо, чтобы обучающее множество также содержало большое количество фактических динамограмм. С другой стороны, формирование обучающего множества только из фактических динамограмм создает дополнительные трудности. На фактические динамограммы, снятые в ходе исследований, влияет множество факторов. В том случае, если обучающая выборка сформирована только из фактических динамограмм, сложно оценить влияние того или иного фактора на качество работы сети. По всей видимости, компромиссным решением является обучающее множество, состоящее из фактических динамограмм, с добавлением в него типовых динамограмм, выступающих в качестве эталонов. В этом случае числовые значения выхода сети могут оцениваться как степень близости фактической динамограмме к той или иной типовой динамограмме. Основной целью, выполненной в рамках данной главы, была задача оценить принципиальную возможность применения инструментария нейронных сетей для задачи классификации динамограмм. По этой причине обучающее множество было сформировано только из типовых динамограмм.

Библиографические ссылки 1. Рузин Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов [Текст]: монография / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров;

под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта:

УГТУ, 2007. – 244 с.

2. Jabbour, C. ”Oil Recovery by Steam Injection: Three-phase Flow Effects” / Jabbour, C., Quintard, M., Bertin, H., and M. Robin // J. of Pet. Science and Engineering, Vol. 16, 1996, pp.109- 130.

3. Ильясов Б.Г. Интеллектуальная система диагностики с автоматическим вводом первичной информации Б. Г. Ильясов. К. Ф. Тагирова, И. В. Дунаев // Мехатроника, автоматизация, управление: Труды II всеросс. научно-технич. конф. с междунар. участием. Уфа, 2005, Т.2.

С 256-259.

4. Мирзаджанзаде, А. Х. Техника и технология добычи нефти [Текст] / А. Х. Мирзаджанзаде [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 383 с.

5. Соломатин Г.И. Прогнозирование работы скважин с помощью искусственных нейронных сетей / Г.И. Соломатин, А.З. Захарян, Н.И. Ашкарин // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №10. – С. 92-96.

УДК 622.276. Анализ результатов воздействия на заводнённый пласт путём регистрации изменения оптических свойств добываемой нефти Габдрахманов А. Т.

Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт Решение проблемы стабилизации добычи нефти путём поисков и разработкой новых запасов становится менее привлекательным при низкой эффективности новых запасов и необходимости значительных инвестиций с длительными сроками окупаемости [1]. Поэтому одной из важнейших задач нефтедобывающей промышленности является повышение нефтеизвлечения из пластов месторождений, имеющих длительную историю разработки и содержащих значительные остаточные запасы углеводородов на освоенных и обустроенных объектах. При разработке методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) большую сложность представляют исследование и идентификация свойств остаточных запасов после заводнения нефтей. Нефтеизвлечение существенно зависит от структуры запасов нефти, которая со временем ухудшается. Широкомасштабные работы по исследованию остаточных нефтей позволили исследователям выделить неизменённую (подвижную), слабоизменённую (малоподвижную) и сильнопреобразованную (неподвижную) составляющие остаточных запасов [2]. «Для решения задач моделирования таких нефтей необходимо как использование известных и отработанных экспериментальных методов исследования, так и привлечение новых» [1]. Специфика объектов изучения требует обязательного включения в комплекс работ также промысловых исследований. Целью наших промыслово-лабораторных исследований является определение путём регистрации изменения свойств нефти типа остаточных запасов, которые обеспечивают в конкретных случаях дополнительную добычу нефти. Ни одна из физико-химических характеристик (плотность, вязкость, давление насыщения, газосодержание и т.д.) не изменяется в таких широких пределах по одному пласту, как величина коэффициента светопоглощения (Ксп) нефти. Разработанность методов лабораторных исследований и новые возможности лабораторной техники делают перспективными изучение состава и свойств нефтей оптическими методами, нашедших широкое применение ещё в шестидесятых годах прошлого столетия.

Коэффициент светопоглощения Ксп зависит от длины волны проходящего света, температуры раствора, природы растворённого вещества и не зависит от толщины поглощающего слоя и концентрации растворённого вещества. Для проведения точных спектроскопических измерений необходимо грамотно выбирать рабочую длину волны. В большинстве случаев удобнее всего проводить измерения в области максимального поглощения [3]. В работе [4] показано, что измерение оптической плотности раствора в области максимального поглощения лучей позволяет повысить чувствительность и уменьшить погрешность определения. Не рекомендуется работать на крутом спаде спектральной кривой, поскольку в этом случае небольшие отклонения в значении могут привести к заметной ошибке в определении оптической плотности, а значит, к неправильному результату.

С учётом соблюдения «чистоты эксперимента» и реализуемости отбора проб для анализа продукции реагирующих скважин были выбраны участки скважин №***17, №*** и №***08 НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». В целом, анализ участков показывает, что на данных скважинах не проводились никакие мероприятия, нарушающие «чистоту эксперимента». Все скважины участков эксплуатируют в основном один и тот же объект со значениями геолого-физических параметров одного порядка. Кроме того, добывающие скважины являются реагирующими от нескольких нагнетательных. Поэтому по программе АРМИТС для всех исследуемых добывающих скважин были определены все влияющие скважин. Это нагнетательные скважины №***2, №***27, №**785, №**314, №**712, №***92, №**02 Д, №***9 О, №***39, №***8, №***09, №***4, №**009, №***36, №***7, №***18, №2***6. Эти скважины не входят в рамки основного анализа. Однако проведение на них каких-либо мероприятий могло бы нарушить «чистоту эксперимента». Поэтому по данным влияющим скважинам дополнительно проверены данные по КРС и по простоям. В результате этого установлено, что никаких «мешающих чистоте анализа» мероприятий по МУН и стимуляции скважин не было.

На участке скважины №***47 рассматриваются три реагирующие скважины: №***21, №***22, №***45. На данном участке в начале марта 2009 года была реализована технология интенсификации добычи нефти из низкопродуктивных скважин с применением комплексного химико-депрессионного воздействия (КХДВ). Физико-химическое воздействие осуществляется применением кислотной композиции СНПХ-9030, которая представляет собой многофункциональный комплексный состав, состоящий из растворителя, смеси кислот соляной и плавиковой и маслорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ). Все стадии физико-химического воздействия последовательно сопровождаются управляемыми циклическими депрессиями, создаваемыми по параметрам, рассчитанным на основании исследований, выполняемых между циклами.

На участке скважины №***08 (рассматривается реагирующая скважина №***3) в начале марта 2009 года была реализована технология композиционных систем на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ. Закачка водных растворов полимеров в концентрациях, не приводящих к образованию малоподвижных высокопрочных гелей, нацелена на выравнивание фронта заводнения, вовлечение в разработку ранее неохваченных воздействием зоны пласта. Закачка растворов поверхностно-активных веществ способствует разрушению водонефтяной эмульсии и увеличивает смачиваемость породы. Роль неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) в процессах вытеснения нефти заключается в изменении величины и характера капиллярных сил вследствие изменения условий смачиваемости и значений межфазного натяжения в системе «вода – нефть – порода».

На участке скважины №***17 три реагирующие скважины: №**10, №***76, №***77.

На данном участке в конце января – начале февраля 2009 года была реализована технология повышения нефтеизвлечения пластов и снижения обводнённости продукции скважин путём закачки гидрофобной эмульсии. Состав для повышения нефтеизвлечения пласта с Нефтенолом НЗ представляет собой гидрофобный эмульсионный раствор (ГЭР), свойствами которого можно управлять в широких пределах путем изменения состава его приготовления.

Это многокомпонентная система, содержащая углеводородную фазу, эмульгатор Нефтенол НЗ, хлористый кальций и воду. Внутрипластовое реагирование приводит к образованию эмульсии, устойчивой к размыванию, обладающей высокой гидрофобной способностью.

Образующаяся водоизолирующая масса повышает фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, за счет чего увеличивается охват пласта по толщине. Во время движения водоизолирующей массы по промытым водой пропласткам происходит отмыв остаточной пленочной нефти.

В итоге первый этап анализа будет заключаться в предварительной статистической обработке экспериментальных данных, а второй этап анализа – корреляционный статистический анализ на основе результатов первого этапа. Рассматривались параметры корреляционной зависимости между коэффициентом светопоглощения, добычей воды, нефти и дополнительной добычей нефти от проведённого мероприятия.

Исследования растворов проб нефти были проведены на приборе КФК-3 в диапазоне длин волн от 315 до 990 нм с шагом 5 нм. В результате получены спектры поглощения растворов обезвоженной нефти со скважин исследуемых участков. Выходные данные прибора вполне укладываются в рабочий диапазон данного фотоэлектроколориметра.

Соотношение растворителя (толуола) и нефти соблюдено согласно рекомендациям специалистов ТатНИПИнефть: для растворения 0,08 мл обезвоженной нефти использовался чистый для анализов толуол в объёме 10 мл.

На первом этапе была определена оптимальная для дальнейших расчетов длина волны. Согласно вышеприведённым обоснованиям эта длина волны должна принадлежать области максимальных и достоверных показаний прибора КФК-3.

Для оценки достоверности полученных на фотоэлектроколориметре максимальных значений были составлены расчётные таблицы для следующих показателей, автоматически рассчитываемых после подстановки для каждого случая новых значений лабораторных данных: разброс;

среднеквадратическое отклонение;

коэффициент вариации;

критерий Шапиро-Уилка, который сравнивают с табличным значением Wт при выбранном уровне значимости (5%, то есть при вероятности 95% Wт =0,767);

критерий Фишера F;

критерий Сиджела-Тьюки Z. Критерий Фишера возможно применить лишь при условии принадлежности совокупности данных нормальному закону распределения, то есть при выполнении критерия Шапиро-Уилка (для полученных нами значений он не выполняется, что видно из соответствующих граф таблиц).

По результатам расчётов построены обзорные спектры поглощения (см. рисунок 1) и спектры поглощения в диапазоне начиная с наименьшей длины волны измерений до 540 нм (см. рисунок 2). На каждом более подробном втором графике могут высвечиваться точки, удовлетворяющие критерию Фишера, либо критерию Сиджела-Тьюки, также приведена кривая коэффициента вариации. Для того чтобы рекомендованные для дальнейших исследований длины волн измерений оптической плотности оказались «оптимальными» со всех точек зрения, после получения графиков с отмеченными точками, можно визуально сделать окончательный контроль по подробным спектрам поглощения.

Рисунок 1. Обзорный спектр поглощения пробы нефти со скважины №***76, отобранной 18.03. Рисунок 2. Спектр поглощения пробы нефти со скважины №***76, отобранной 18.03. (в диапазоне до 540 нм) На основании результатов статистических расчётов проведена экспертная оценка для выбора оптимальной длины волны, на которой проводятся дальнейшие исследования оптической плотности растворов нефти. По результатам анализа наших лабораторных исследований установлено, что рекомендуемой длиной волны для всех трёх исследуемых участков скважин является длины волн излучения 385 нм и 390 нм в ультрафиолетовой области спектра. При этом на длине волны 385 нм получены наиболее достоверные, статистически значимые и представительные результаты фотоколориметрических исследований нефти (см. рисунок 3).

Рисунок 3. Комплексные оценки показаний КФК-3 и результатов экспериментов в зависимости от длины волны Второй этап статистического анализа заключается в определении коэффициента корреляции по всем исследуемым скважинам для выявления зависимости Ксп от объёмов добычи скважиной воды, нефти и дополнительной добычи нефти, а также между значениями коэффициентов светопоглощения добываемой нефти скважин одного участка.

Оценка процесса воздействия на остаточные запасы нефти сделана на основе результатов расчета коэффициентов линейной корреляции и непараметрических коэффициентов корреляции, так как неизвестен характер распределений, а результаты каждого метода расчёта значимы для определённых условий.

I участок. Между количеством ежемесячно добываемой воды и коэффициентом светопоглощения нефти имеется значимая линейная корреляционная связь, близкая к единице. Таким образом, применение технологии комплексного химико-депрессионного воздействия на участке скважины №***47 повлекло за собой увеличение добываемой нефти скважины №***21 оптически более плотных компонентов – в большей степени включились в разработку изменённые в процессе заводнения углеводороды.

В случае скважины №***45 исходя из расчётных значений коэффициентов корреляции нельзя дать однозначных заключений по изменению состава нефти вследствие того, что тип углеводородов, обеспечивших дополнительную добычу нефти, имеет смешанный характер.

Рисунок 4. Зависимость Ксп от количества ежемесячно дополнительно добываемой нефти по скважине №***21 (r=0,697, B=0,800) Рисунок 5. Сопоставление динамики дополнительной добычи и изменения Ксп нефти, добываемой скважиной №***21.

Рисунок 6. Сопоставление динамики дополнительной добычи и изменения Ксп нефти, добываемой скважиной №***45.

Как указывалось выше, скважина №***22 участка скважины №***47 не среагировала на проведённое мероприятие. Однако исследования нефти, добываемой данной скважиной, проводились. Динамика коэффициентов оптической плотности нефти скважин №***22 и №***45 имеет значимую линейную корреляционную связь.

II участок. Также в случае реагирующей скважины №***3 участка №***08, где применялась технология закачки низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ, тип углеводородов, обеспечивших дополнительную добычу нефти, имеет смешанный характер. То есть применение данной технологии привело как к увеличению охвата пласта заводнением, так и увеличению отмыва из заводнённой части пласта. Но это не означает отсутствие каких либо взаимосвязей: с увеличением количества ежемесячной добычи нефти увеличивается также её коэффициент светопоглощения. Эта зависимость имеет значимый коэффициент ранговой корреляции и нелинейный характер.

III участок. Добывающая скважина №**10 среагировала на закачку состава с Нефтенолом НЗ (ГЭР) в нагнетательную скважину №***17. Между объёмами добычи нефти и Ксп, воды и Ксп по скважине №**10 нет существенной связи (коэффициент корреляции незначим как по параметрическим, так и непараметрическим методам расчёта). Но значение коэффициента ранговой корреляции между объёмами дополнительной добычи нефти и Ксп относительно высокое, то есть между объёмами дополнительной добычи нефти и Ксп существует прямая корреляционная связь. Это говорит о том, что в составе добываемой продукции данной скважины стали преобладать хромофорные (асфальтены и смолы) вещества. Увеличение оптической плотности добываемой нефти и наличие прямой связи между изменением оптических свойств и изменением объёмов дополнительно добываемой нефти приводит к выводу, что закачка ГЭР привела к доотмыву остаточной нефти из межскважинной заводнённой зоны (между скважинами №***17 и №**10) продуктивного пласта в большей степени, чем вовлечению новых ранее не охваченных заводнением зон коллектора.

Величина оптической плотности нефти, добываемой скважиной №***76, имеет хотя и слабую, но прямо пропорциональную зависимость с количеством ежемесячно добываемой попутной воды и нефти. То есть увеличение отборов попутной воды и нефти приводит к увеличению хромофорных соединений.

Между коэффициентом светопоглощения нефти и количеством дополнительно добытой нефти связь отсутствует. Но это не является результатом погрешностей в проведении опытов, так как существует корреляционная связь между объёмами добычи нефти и воды с Ксп, что является ещё одним доводом в пользу достоверности как промысловых данных, так и результатов лабораторных исследований оптической плотности.

Нелинейность закона распределения также не является причиной статистически слабой зависимости между изменением значений оптической плотности и количеством дополнительно добытой нефти, о чём свидетельствуют результаты непараметрических расчётов. Можно сделать заключение о том, что тип углеводородов, обеспечивших дополнительную добычу нефти, в случае скважины №***76 имеет смешанный характер.

Таким образом, увеличение отборов пластовой жидкости приводит к доотмыву углеводородов из заводнённого коллектора, а дополнительная добыча от применения технологии повышения нефтеизвлечения пластов и снижения обводнённости продукции скважин путём закачки гидрофобной эмульсии обеспечена как за счёт улучшения отмыва, так и за счёт увеличения охвата заводнением новых целиков нефти из межскважинной зоны (№ ***17 и №***76).

Таблица Результаты исследований процесса воздействия на остаточные запасы нефти на основе использования оптических методов исследования Участок Участок №***47. №***08. Участок №***17.

Варианты Технология КХДВ Технолог Технология ГЭР ия НКПС №***21 №***22 №***45 №***3 №**10 №***76 №*** Воздействие на зафик- зафик изменённую - - - - сирова- сирова составляющую но но остаточных запасов нефти Воздействие как на неизменённую, так и на зафик зафикси- зафикси зафикси изменённую - - сирова ровано ровано ровано составляющие остаточных но запасов нефти Наличие корреляционной зафик- зафик- зафик- зафик- зафик- зафик связи между Ксп нефти и зафик сирова- сирова- сирова- сирова- сирова- сирова количественными сировано но но но но но но параметрами добычи В случае скважины №***77 также дополнительная добыча обеспечена за счёт различных типов углеводородов (таблица 1).

Библиографический список 1. Ибатуллин, Р. Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений.

Теория. Методы. Практика / Р. Р. Ибатуллин [и др.] – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 292 с.: ил.

2. Муслимов, Р. Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.

3. Волкова, О. С. Практикум по физической химии. Спектрофотометрия. Кислотно-основные равновесия: методическое пособие / О. С. Волкова, Е. В. Кузнецова, Л. Н. Кириллова. – Новосибирск, 2005. – 42 с.

4. Булатов, М. И. Практическое руководство по фотометрическим методам анализа / М. И. Булатов, И. П. Калинкин. – 5-е изд., перераб. – Л.: Химия, 1986. – 432 с.

УДК 553.98(470.13) Эволюция представлений о геологическом строении и механизме формирования поднятия Чернышева Кабалин М. Ю.

Ухта, филиал «Газпром ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз»

Поднятие Чернышева – чешуйчато-надвиговая, сильно дислоцированная положительная структура, разделяющая в северной и центральной частях Косью-Роговскую впадину Предуральского краевого прогиба и Печорскую синеклизу, в южной части – Косью Роговскую и Большесынинскую впадины Предуральского краевого прогиба. Поднятие Чернышева прослеживается от хребта Сабля на юге до поднятия Чернова, входящего в состав Воркутского поперечного поднятия, на севере. Протяженность гряды Чернышева превышает 400 км при ширине 7-10 км в южной ее части и до 30-40 км в центральной. В географическом отношении поднятию Чернышева соответствует кряж Чернышева – слабо возвышенная волнистая денудационная равнина, незначительно выступающая над окружающей ее территорией.

Первоначальные данные о строении Печорского Края и, в частности территории кряжа Чернышева, были получены в XIX веке. На этом этапе были выполнены маршрутные географические, ботанические и экономические исследования.

Исследованиями территории Большеземельской тундры занимались А.А. Кейзерлинг, П. Крузенштерн, Р. И. Мурчисон, Э. Гофман и др. По поручению Морского ведомства для обследования известных выходов углей исследовательские работы проводились под руководством А. Антипова. В начале XX века по поручению Русского географического общества в ходе почвенно-ботанического и географического изучения Большеземельской тундры проводили исследования А. В. Журавский, Д. Д. Руднев, Н. А. Кулик.

Исследователями было установлено широкое распространение девонских, каменноугольных и пермских отложений и то, что гора Адак является лишь частью значительного по протяженности хребта, являющегося отрогом Урала, которому А. В. Журавский дал название Адак-Тальбей.

Ознакомление с геологическими материалами экспедиций А. В. Журавского по строению Большеземельской тундры позволило академику Ф. Н. Чернышеву прийти к выводу, что в области между Уральскими горами и нижним течением р. Печоры находится полоса дислоцированных пород, образующих кряж, параллельный Уралу. По предложению А. В. Журавского, Д. Д. Руднева и Н. А. Кулика этот кряж, впоследствии, был назван в честь академика Ф. Н. Чернышева.

В 1920-е годы молодое советское государство, остро нуждающееся в сырье, начало проводить планомерные поисковые работы на уголь, приступив к промышленному освоению Печорского угольного бассейна. На основании геологических материалов, полученных в ходе поисково-разведочных работ на уголь, различными исследователями начали выдвигаться предположения о геологическом строении и механизме формирования поднятия Чернышева.

К середине прошлого века в вопросе геологического строения и механизма формирования поднятия Чернышева между различными исследователями существовали большие разногласия. Ряд исследователей полагали, что поднятие сформировалось на палеозойском геосинклинальном основании (А. А. Чернов, К. Г. Войновский-Кригер), являясь ветвью Уральской складчатой области (Н. Н. Тихонович, О. Л. Эйнор, Ю. М.

Пущаровский, В. А. Варсанофьева). Другие исследователи считали поднятие платформенной структурой (Н. С. Шатский, А. И. Елисеев, В. А. Разницын, П. Е. Оффман, В. П. Горский и др.). Что касается современного строения поднятия Чернышева, исследователи рассматривали его как горст (А. А. Чернов, В. В. Коперина, В. А. Варсанофьева, В. А.

Дедеев, В. А. Разницын), как антиклинорий или мегантиклиналь (О. Л. Эйнор, К. Г.

Войновский-Кригер), как краевое поднятие на границе миогеосинклинали и платформы (А.

С. Перфильев, Н. П. Херасков, А. К. Запольнов), а также как антетический вал (П. Е.

Оффман) или же, как инверсированный авлакоген (В. А. Разницын).

В конце 1950-х годов, суммируя данные геологической съемки, С. А. Князев и Б. И. Тарбаев пришли к выводу, что поднятие Чернышева представляет собой развернутый антиклинорий, оборванный по бортам взбросами. Поднятие образовалось на территории, которой в течение герцинского цикла тектогенеза соответствовала парагеосинклиналь – узкая протяженная зона опускания, проникающая на платформу. Однако впоследствии, после получения в 1960-х годах новых данных бурения и сейсморазведки, эта точка зрения была авторами пересмотрена.

По мнению Б. И. Тарбаева [1], поднятие Чернышева является шовным тектоническим сооружением, составленным из системы узких чешуй, надвинутых одна на другую.

Восточный борт поднятия на его южном отрезке оборван сбросом, в то время как западный надвинут на прилегающую с запада Большесынинскую впадину. Для северного отрезка картина обратная. На значительном протяжении это тектоническое сооружение соответствует границе между платформой и краевым прогибом, кроме южного отрезка.

Первый этап формирования поднятия связан с опусканиями фундамента в ордовикский период, приведшими к возникновению впадин в контурах современной Косью-Роговской впадины, и возникновением флексуры, отвечавшей уступу в фундаменте (рисунок 1, А).

Опускание области, расположенной к востоку от поднятия, происходило и в последующее время, но наиболее значительно в пермское, в эпоху формирования краевого прогиба.

Современный вид поднятие приобрело на рубеже триаса и юры в результате положительных движений на месте глубинного разлома в фундаменте (рисунок 1, Б).

Значительная работа по изучению строения и истории развития поднятия Чернышева была проделана Н.И. Тимониным. В 1975 г. была опубликована его монография, посвященная тектонике поднятия [2]. Автор сделал вывод о том, что поднятие Чернышева является прямым продолжением Уральского складчатого сооружения и представляет собой чешуйчато надвиговую шовную структуру типа антиклинория, сформировавшуюся на платформе на границе двух блоков фундамента (в зоне разлома глубокого заложения) в процессе разгрузки интенсивных напряжений сжатия во время древнекиммерийских тектонических движений.

Формирование поднятия Чернышева, по мнению Н. И. Тимонина, непосредственно связано с формированием Кожимского поперечного поднятия, которое началось на рубеже перми и триаса. На первом этапе произошло формирование одностороннего грабена. В результате этих тектонических подвижек южная ветвь разлома глубокого заложения, по которому произошло формирование поднятия Чернышева, оказалась в условиях сжатия, а северная – в условиях растяжения, где произошло излияние базальтовой магмы на поверхность (рисунок 2, А). В триасовое время грабен заполнился осадками (рисунок 2, Б). Затем на рубеже триаса и юры в результате разгрузки интенсивных тангенциальных напряжений образовалась шовная чешуйчато-надвиговая структура – поднятие Чернышева (рисунок 2, В).

Рисунок 1. Схема формирования поднятия Чернышева (Б.И. Тарбаев, 1970 г.) Рисунок 2. Схема формирования поднятия Чернышева (Н.И. Тимонин, 1975 г.) На рис. 3 и 4 представлены геологические разрезы через Тальбейский блок поднятия Чернышева в интерпретации Б. И. Тарбаева (1970 г.) и Н. И. Тимонина (1975 г.).

Рисунок 3. Строение поднятия Чернышева (Б. И. Тарбаев, 1970 г.) Ю. В. Казанцев в своей работе, посвященной строению Урала и Предуралья [3], предположил, что поднятие Чернышева является аллохтонным сооружением, ограниченным по краям погружающимися навстречу надвигами. Автор сделал вывод, что поднятие представляет собой тектонический клин, возникший во фронтальной части тектонической пластины западного борта краевого прогиба, либо в виде покрова, полностью сорванного со своих корней и перемещенного сюда из складчатого Урала. В том и другом случаях формирование дислокации происходило в результате давления со стороны соседствующей геосинклинали.

Различие заключается в масштабе горизонтального перемещения аллохтона. О правомочности покровного строения поднятия Чернышева, по мнению автора, свидетельствует сходство с комплексами отложений, развитыми на территории складчатого Урала.

В. В. Юдин рассмотрел поднятие Чернышева с точки зрения концепции тектонической раслоенности литосферы [4], созданной учеными под руководством А. В. Пейве. Эта концепция основана на представлениях о дифференциальном перемещении и дисгармоничном строении субгоризонтально отслоенных литопластин, движение которых приводит к глобальному структурообразованию в земной коре с формированием складчатых поясов. Доказательством тектонической расслоенности литосферы являются наличие тектонических покровов, сорванных по определенным толщам, и выявленные в чехле бескорневые навешанные структуры. По мнению автора, примером структуры, образованной в результате послойного срыва по кровле ордовикских отложений, является поднятие Чернышева. У поверхности этот срыв выражен дугообразным в плане Западно Чернышевским взбросо-надвигом и встречно падающим Восточно-Чернышевским ретронадвигом. Более мелкими диагональными нарушениями поднятие расчленено на пять кулисообразно расположенных блоков-чешуй. Наличие послойного срыва по границе ордовикских и силурийских отложений предполагается на территории всей Косью-Роговской впадины (рисунок 5). Автор отмечает, что в подошве аллохтонов закономерно расположены силурийские отложения, которые прослеживаются на расстоянии более 400 км. Автор считает невероятным предположение Н. И. Тимонина о том, что поднятие сформировалось в зоне глубинного разлома. Неприемлемым, по мнению автора, является также предположение Ю. В. Казанцева и других ученых о том, что поднятие представляет собой тектонический останец.

Рисунок 4. Строение поднятия Чернышева (Н. И. Тимонин, 1975 г.) Рисунок 5. Геологический разрез востока Печорской плиты (В. В. Юдин, 1985 г.) К. О. Соборновым в 1992 г. с целью изучения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности Предуральского краевого прогиба были выполнены анализ и обобщение данных сейсморазведочных работ, выполненных в предгорьях Северного и Полярного Урала [5]. В результате анализа материалов сейсморазведочных работ, проведенных в 1987-1989 гг., К. О. Соборнов использовал для описания глубинного строения поднятия Чернышева модель вдвиговой тектонической пластины, ранее предложенную Л. Ф. Пильник. Согласно этой модели Косью-Роговская впадина представляет собой крупную аллохтонную пластину, сорванную со своего ложа и вклинившуюся в осадочное выполнение Печорской плиты. Фронтом аллохтонной пластины являлось поднятие Чернышева. Пластичность ордовикских эвапоритов (солей), сыгравших роль «смазки», способствовала расслоению и надвиговым перемещениям в осадочном чехле. Одновременно надсолевые отложения, расположенные перед фронтом глубинных деформаций, при пододвигании под них вдвиговой пластины сминались и взбрасывались (рисунок 6). По мнению автора, данный механизм дает логичное объяснение происхождению надвигов «восточной-антиуральской» вергенции в северной части поднятия. Амплитуда перемещения, исходя из степени деформированности осадочного чехла в пределах поднятия Чернышева, составила около 20 км. Энергетическим источником деформаций, приведших к расслоению Косью-Роговской впадины на систему тектонических пластин и формированию поднятия Чернышева, являлась коллизия литосферных плит, повлекшая за собой тангенциальное сжатие земной коры. К. О. Соборнов также указывает на тот факт, что поднятие Чернышева не выражено в магнитном поле, а это в свою очередь свидетельствует о том, что покровно надвиговые дислокации осадочного комплекса не затронули породы кристаллического фундамента.

Рисунок 6. Геологический разрез по профилю 20989-05 (К.О. Соборнов, 1992 г.) В 2001 г. коллектив авторов ИГиРГИ (Е. Б. Грунис, Б. П. Богданов и др.) выдвинули предположение об авлакогенной природе поднятия Чернышева. По мнению авторов, поднятие Чернышева и Варандей-Адзьвинская структурная зона представляют собой единую Варандей-Чернышевскую складчатую область, по строению подобную Колвинскому и Печоро-Кожвинскому мегавалам Печоро-Колвинского авлакогена. Авлакогенный этап развития поднятия Чернышева соответствует началу палеозоя, инверсионный – перми триасу. В районе Тальбейского блока выделены две фазы складчатости – предтриасовая и предъюрская. В результате анализа сейсмического материала МОГТ авторы оценили толщину соленосных ордовикских отложений в районе скв. 1-Воргамусюрская в 2-3 км.

Рисунок 7. Строение поднятия Чернышева (В.И. Антонов и др., 2004 г.) За последние десятилетия представления о структуре и механизме формирования поднятия Чернышева претерпели глубокие изменения: от простых форм типа горста до сложно построенной, сильно дислоцированной структуры, сформированной в результате послойного срыва по верхнеордовикским отложениям. В настоящее время поднятие Чернышева – это один из перспективных объектов для поиска УВ на территории Тимано Печорской провинции (рисунок 7). В пределах поднятия открыто три нефтяных месторождения: Усино-Кушшорское (1985 г.), Южно-Степковожское (1991 г.) и Хоседаю Неруюское (2005 г.). Вопрос геологического строения и формирования этой структуры является определяющим для оценки УВ потенциала поднятия Чернышева.

Библиографический список 1. Тарбаев, Б. И. Геологическая история района гряды Чернышева и сопредельных площадей в связи с оценкой перспектив газо-нефтеносности: дис. канд. геол.-минер. наук. Б. И. Тарбаев – Ленинград, ВНИГРИ. – Л., 1970. – 266 с.

2. Тимонин, Н. И. Тектоника гряды Чернышева (Северное Приуралье) / Н. И. Тимонин. – Л.:

Наука, 1974. –130 с.

3. Казанцев, Ю. В. Структурная геология Предуральского прогиба / Ю. В. Казанцев. – М.:

Наука, 1984. – 185 с.

4. Юдин, В. В. Послойные срывы в чехле востока Печорской плиты – возможный объект поиска углеводородов / В. В. Юдин // Печорский нефтегазоносный бассейн: тр. ин-та геологии Коми фил. АН СССР. – Сыктывкар, 1985. – Вып. 52. – С. 38- 5. Анализ и обобщение данных сейсморазведки для выявления новых объектов поисков нефти и газа в предгорьях Северного и Полярного Урала: отчет по договору 939 / ВНИГНИ;

Соборнов К. О. – М., 1992. – 149 с.

УДК 622. О необходимости применения методов вероятностного моделирования при проведении оценки экономической эффективности освоения ресурсов углеводородов Мазурина Е. В.

Ухта, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»

В современных условиях оценка экономической эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа осуществляется путем дисконтирования ожидаемых денежных потоков на базе детерминированного подхода к их прогнозированию. Согласно данному подходу, экономическая система признается строго определенной, а это значит, что каждое действие вызывает конкретный результат. Однако вследствие бурения поисковой скважины далеко не всегда происходит вскрытие продуктивного пласта, а цены на природный газ, добываемый и реализуемый через 40-50 лет, вряд ли будут сопоставимы с текущими ценами.

Таким образом, расчеты, построенные на задании конкретных величин, так называемые детерминированные экономико-математические модели, как правило, не отражают реальной действительности. Необходимо признать, что на самом деле действительность носит вероятностный характер, а ее осознанное упрощение приводит к снижению верности оценок и искажению результатов. Построение расчетов с использованием экономико-статистических моделей, учитывающих вероятностный, то есть недетерминированный, неопределенный характер геологических, технологических и экономических процессов способствует повышению объективности и точности оценки экономической эффективности освоения углеводородов (УВ) и одновременной оценке степени рискованности проектов газодобычи.

В нефтяной отрасли методы вероятностного моделирования уже достаточно широко используются при проведении стоимостной оценки нефтегазовых объектов, например, на базе программного комплекса «Стратегия» [1], разработанного группой авторов Новосибирского института СНИИГГиМС (Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья). В газовой же отрасли данный метод обоснования инвестиций практически не применяется в связи с отсутствием методики проведения вероятностной стоимостной оценки газовых ресурсов, актуальность разработки которой сегодня не вызывает сомнений. Необходима такая методика оценки, которая, базируясь на существующих технологических, экономических и правовых особенностях освоения газового потенциала России в целом, будет учитывать индивидуальные качества каждого объекта оценки в частности, но при этом будет разработан унифицированный подход к проведению оценки, который обеспечит сопоставимость получаемых результатов.

Решением поставленной задачи может стать использование метода «Монте-Карло», позволяющего сочетать экономико-математический и статистический инструментарии с теорией игр, делая возможным создание различных сценариев развития событий в зависимости от типа и интервалов вероятностного распределения задаваемых исходных параметров. Таким образом, одним из основных этапов проведения стоимостной оценки с помощью методов имитационного моделирования является определение функций распределения для основных параметров неопределенности. В газодобыче к таковым относятся следующие показатели:

• объем добычи природного газа;

• цена реализации природного газа;

• чистые эксплуатационные затраты (ЧЭЗ) на добычу газа;

• капитальные затраты.

Автором было выдвинуто следующее предположение: те показатели, вероятность получения которых в большей степени зависит от изменения конкретного фактора, для целей имитационного моделирования можно описать с помощью функции нормального распределения, привязав величину задаваемого стандартного отклонения к данному параметру.

К подобным показателям можно причислить отклонение фактических объемов добычи УВ от ожидаемых, величина которого напрямую зависит от того, подтвердится или нет прогноз запасов. В этом случае можно привязаться к категории запасов и ресурсов, к которой относятся сегодня оцениваемые углеводороды. Отклонение же сопоставимых цен реализации углеводородов и чистых эксплуатационных затрат по годам от задаваемого первоначального их уровня следует привязать к продолжительности периода расчетов: чем он длинней, тем выше вероятность и величина отклонения фактических цен и затрат от прогнозного значения.

Ниже приведены рекомендованные к использованию при проведении вероятностной стоимостной оценки углеводородных недр задаваемые величины для различных категорий запасов и ресурсов, а также различной продолжительности горизонта расчетов, необходимые для моделирования объемов добычи УВ (таблица 1), сопоставимых цен реализации газа (таблица 2) и чистых эксплуатационных затрат (таблица 3).

Таблица Вероятностные характеристики, рекомендованные для имитационного моделирования объема добычи УВ в зависимости от категории запасов (ресурсов) оцениваемых недр Коэффициент перевода запасов Категория запасов и ресурсов в промышленные Стандартное отклонение (х) (ресурсов) запасы категории С от до от до С2 0,50 0,80 0,7979 0, С3 0,25 0,64 1,5958 0, D1 л 0,15 0,50 2,6597 0, D1, D2 0,10 0,15 3,9895 2, Таблица Вероятностные характеристики, рекомендованные для имитационного моделирования цен реализации газа в зависимости от продолжительности горизонта расчета Вероятность отклонения цен от Стандартное отклонение (х) их прогнозного уровня, %* Горизонт расчета от до от до До 25 лет 85 55 0,4694 0, От 25 до 45 лет 75 45 0,5319 0, Свыше 45 лет 55 25 0,7254 1, * - Вероятность точности прогноза рекомендуется определять исходя из склонности конкретного инвестора к риску. Чем меньше готов инвестор рисковать, тем ниже вероятность точности ценовых прогнозов выбирает оценщик.

Анализ изменения расходов на добычу газа в ОАО «Газпром» за последние несколько лет показал, что данные денежные потоки в определенной степени поддаются контролю и в период кризиса могут быть частично сокращены, а в благоприятные времена – увеличены, например, за счет роста социального обеспечения работников. Это является посылом к тому, что величина стандартного отклонения случайной величины эксплуатационных затрат от их ожидаемой величины несколько ниже, чем та, что рекомендуется для моделирования отклонения цен применительно к одному и тому же горизонту расчета потоков проекта.

Таблица Вероятностные характеристики, рекомендованные для имитационного моделирования ЧЭЗ добычи газа в зависимости от продолжительности горизонта расчета Вероятность отклонения ЧЭЗ от Стандартное отклонение (х) Горизонт расчета их прогнозного уровня, % от до от до До 25 лет 95 85 0,4199 0, От 25 до 45 лет 90 80 0,4433 0, Свыше 45 лет 85 75 0,4694 0, В целях имитационного моделирования отклонений фактических капитальных вложений (КВ) от планируемого уровня рекомендуется использовать функцию равномерного распределения в пределах, например, от минус 10 % до плюс 30 %. Интервал задан в определенных границах в силу того, что теоретически расхождения могут быть как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Однако многолетние наблюдения показали, что в целом прослеживается тенденция увеличения капитальных затрат в освоение газовых ресурсов.

С помощью вероятностных характеристик для моделирования основных параметров, закладываемых в расчет, метод Монте-Карло позволяет создать большое количество сценариев развития событий (например, 1000) таким образом, что случайный выбор значений из определенных вероятностных распределений не нарушит существующие известные или предполагаемые отношения корреляций среди переменных. Далее на основании полученных результатов строятся гистограммы плотности распределения и кривые вероятности по всем показателям экономической эффективности инвестиций, а также определяются по три показателя чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и индекса доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) по аналогии с принципами международной оценки запасов: 1P – квантиль 10 %, 2P – квантиль 50 %, 3P - квантиль 90 %. По международным стандартам базовой оценкой является второй показатель (квантиль 50%): ЧДД (2P) и ИДД (2Р). Дополнительно рассчитывается коэффициент вариации, величина которого характеризует степень риска, присущего данному инвестиционному проекту (таблица 4).

Где:

-квантиль (или квантиль порядка ) – числовая характеристика случайной величины;

такое число, что данная случайная величина превышает его с вероятностью.

Таблица Классификация проектов освоения месторождений газа по степени инвестиционного риска Степень Коэффициент инвестиционного Возможные характеристики проекта вариации ЧДД риска 0 - 0,2 Низкая Хорошо проработанный проект разработки достаточно изученных месторождений УВ (запасы категории А, В), с отсутствием необходимости в больших объемах инвестиций и планирование реализации продукции по давно сложившейся схеме (например, доразработка месторождения или освоение близлежащих горизонтов на базе существующего промысла).


0,2 – 0,4 Средняя Проект разработки запасов кат. С1 и С2, в районах с незначительной удаленностью от имеющейся транспортной инфраструктуры, а также возможностью реализации добываемой продукции по уже существующих схемам (например, разработка месторождений вдоль действующего или строящегося газопровода).

0,4 - 1 Высокая Проект освоения ресурсов кат. С3 и D1л в неосвоенных к настоящему времени районах, что приводит к необходимости значительных инвестиций в строительство объектов транспорта, а также детальной проработки возможных схем реализации продукции.

Свыше 1 Очень высокая Проект освоения ресурсов кат. D в абсолютно новых регионах добычи УВ со сложными природными и климатическими условиями, что обуславливает необходимость в разработке и применении инновационных технологий добычи, что сопряжено с повышенной капиталоемкостью освоения таких месторождений (например, освоение шельфов Северных морей).

В качестве примера была проведена стоимостная оценка методом вероятностного моделирования на примере следующих объектов:

1. Участок недр Каменомысского месторождения – Каменомысское-суша и Каменомысское-море (Ямальский район Ямало-Ненецкого автономного округа).

2. Месторождения Нарьян-Марской группы – Лаявожское, Ванейвисское, Василковское, Кумжинское и Коровинское месторождения (Ненецкий автономный округ) (экономическая эффективность разработки достигается в случае совместного освоения месторождений по причине удаленности от существующей системы газопроводов, что требует больших капитальных вложений).

3. Левогрубеюский участок недр (Интинский район Республики Коми).

4. Рассохинский участок недр, включающий Рассохинское ГКМ и группу близлежащих месторождений и перспективных структур (Троицко-Печорский район Коми).

5. Кедровский лицензионный участок – Кедровское месторождение газа и две перспективные структуры: Нестеровская и Диколожская (Шалинский и Пригородный районы Свердловской области).

Таблица Результаты вероятностной стоимостной оценки месторождений углеводородов Объекты оценки Показатель 1 2 3 4 ЧДД, млрд. р.:

1 Р(квантиль 10%) 13,46 5,78 0,86 9,34 3, 2 Р(квантиль 50%) 10,85 2,57 0,35 2,41 1, 3 Р(квантиль 90%) 8,30 -0,94 -0,11 -4,17 0, Max / min 18,39 / 5,53 9,59 / -5,09 1,61 / -0,87 19,5 / -12,0 5,66 / -1, Медиана 10,84 2,58 0,36 2,56 1, ИДД, ед:

1 Р(квантиль 10%) 3,19 1,19 1,71 1,50 1, 2 Р(квантиль 50%) 2,71 1,07 1,27 1,11 1, 3 Р(квантиль 90%) 2,23 0,96 0,90 0,78 1, Max / min 3,86 / 1,73 1,36 / 0,86 2,33 / 0,48 2,03 / 0,44 1,8 / 0, Медиана 2,72 1,07 1,26 1,11 1, Риск получения - 17,1 18,3 32,2 8, убытков, % Коэффициент 0,18 1,02 1,05 1,94 0, вариации ЧДД, ед Ниже представлены графики плотности вероятностного и накопленного распределения ЧДД по проектам освоения недр с наименьшим коэффициентом вариации ЧДД (объект 1) и с наибольшим (объект 4).

25% 30% 25% 20% 20% 15% Частота Частота 15% 10% 10% 5% 5% 0% 0% -8900 -5800 -2700 400 3500 6600 9700 12800 7200 8400 9600 10800 12000 13200 14400 15600 ЧДД, млн р ЧДД, млн.р Рисунок 1 График плотности вероятностного Рисунок 2 График плотности вероятностного распределения ЧДД (объект 1) распределения ЧДД (объект 4) 100% 100% 94,6% 80% 80% 88,6% 85,5% Н а к о п л е н н а я ча с то та, % Н а к о п л е н н а я ча с то та, % 60% 60% 72,4% 65,2% 50,9% 40% 40% 38,9% 28,2% 21,2% 20% 20% 8,1% 12,0% 2,7% 0% 0% -5800 -2700 400 3500 6600 8400 9600 10800 12000 13200 ЧДД, млн р ЧДД, млн р Рисунок 3 График накопленного Рисунок 4 График накопленного распределения ЧДД (объект 1) распределения ЧДД (объект 4) Для сопоставления результатов, получаемых при проведении стоимостных оценок детерминированным и вероятностным методами, в таблице 6 приведены итоговые показатели оценки, основанной на детерминированном подходе.

Таблица Результаты детерминированной стоимостной оценки месторождений углеводородов Объекты оценки Показатель 1 2 3 4 Категория запасов/ресурсов А+В+С1 С1 (15,1 %) С1 (24,3 %) С1 (86,3 %) С3 (80,3 %) (уд. вес по кат. С1, (96,4 %) С2 (6,1 %) С2 (69,0 %) D1л (13,7 %) D1л (19,7 %) принятой к С2 (3,6 %) С3 (78,8 %) С3 (6,7 %) проектированию) Запасы газа кат.

С1, принятые к 4,3·Y 45·Y Y 5,3·Y 7,3·Y проектированию, млрд. м Период расчета, 29 25 25 30 лет КВ, млрд. р 8,13 56,24 2,01 30,34 11, ЧДД, млрд. р 11,34 4,67 0,52 4,26 2, ВНД, % 28,4 12,1 14,9 13,5 14, ИДД, ед. 2,99 1,1 1,4 1,24 1, Анализ чувствительности (ранг / изменение в % до ЧДД=0) Цена ТП 1 / 54 1 / 15 1 / 18 1/6 1 / Объем добычи 2 / 57 2 / 19 2 / 23 2 / 18 2 / КВ 3 / 198 3 / 23 3 / 29 3 / 22 3 / ЧЭЗ 4 / 341 4 / 34 4 / 37 4 / 54 4 / Анализ результатов вероятностной стоимостной оценки по пяти объектам (таблица 5) показал, что наиболее рискованным является проект освоения Рассохинского участка недр – объект 4: коэффициент вариации 1,94, риск получения убытков – 32,2 %. Данный факт находит свое объяснение в том, что, во-первых, 78,8 % запасов категории С1, принятых к проектированию, оценены путем перевода из ресурсов категории С3, достоверность оценки которых составляет 30 % [2]. Во-вторых, проектом предусмотрена разработка газоконденсатных месторождений с последующим производством на парогазовой электростанции электроэнергии из добываемых углеводородов прямо на промысле.

Окупаемость данного проекта достигается благодаря относительно высоким ценам на электрическую энергию по сравнению с ценами на газ. При снижении уровня цен на 6 % (при фиксировании прочих задаваемых параметров на первоначальном уровне) показатели эффективности опускаются к границе безубыточности (табл. 6). Необходимо отметить, что производство электроэнергии не является профильным для газодобывающей компании, что также повышает его рискованность. Наименее рискованным и в то же время наиболее доходным является проект освоения участка недр Каменомысского месторождения, что, безусловно, выделяет его среди рассмотренных проектов.

Анализируя результаты детерминированной стоимостной оценки (табл. 6), инвестору крайне сложно было бы определить насколько один проект рискованней другого. Выбор между проектами 2 и 4 только по показателям ЧДД, ВНД и ИДД скорей всего склонился бы в сторону проекта 4 (показатели ВНД и ИДД лучше при сопоставимых величинах ЧДД).

Однако вероятностная стоимостная оценка выявила высокую рискованность проекта 4, при этом степень риска охарактеризована вполне приемлемой для понимания инвестором математической величиной, а не абстрактными понятиями и пространными описаниями всевозможных факторов риска.

Таким образом, можно сказать, что анализ предоставляемых инвестору результатов расчетов (гистограмм, ЧДД (1P, 2P, 3Р), ИДД (1P, 2P, 3P), коэффициента вариации) дает возможность рассматривать все виды рисков (геологических, технологических, экономических) одновременно, соединив их воедино, что позволяет ему оценить возможный экономический эффект от освоения месторождения с учетом неопределенности геологических, технологических и экономических исходных параметров проекта, закладываемых в расчет. Данный подход свободен от субъективизма настолько, насколько это возможно в существующих условиях: задается ожидаемое значение и тип распределения основных задаваемых параметров в соответствии с тем, каким набором исходных данных о проекте (месторождении углеводородов) располагает оценщик. При этом предлагаемая на рассмотрение инвесторам информация учитывает то, что у каждого из них может быть различное отношение и склонность к риску, поэтому инвестор вправе интерпретировать полученные результаты оценки в зависимости от принципов формирования инвестиционного портфеля и инвестиционных возможностей компании в настоящий период.

Библиографический список 1. Методика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / А. А. Герт, К. Н. Волкова, О. Г Немова, Н. А. Супрунчик. – Новосибирск: Наука, 2007. – 384с.

2. О необходимости разработки новой классификации запасов и ресурсов углеводородов на основе вероятностных оценок подсчетных параметров / В.И. Проскурин [и др.] // Процесс принятия управленческих решений на основе экономического анализа работ по поискам и разведке нефти и газа. – М.: ВНИИОЭНГ, 2001. – С. 155-163.

УДК 550.834.53:551.24(470.13) Емкостной потенциал силурийско-нижнедевонской карбонатной формации поднятия Чернышева Мартынов А. В.

Ухта, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз»

Нижнедевонские и верхнесилурийские отложения в районе поднятия Чернышева Пpедуpальского кpаевого пpогиба (рисунок 1) хаpактеpизуются преимущественно карбонатным составом с редкими прослоями глинистых разностей, вследствие эпизодических поступлений глинистого материала на фоне общей регрессии бассейна, которая в конце сотчемкыртинского времени раннедевонской эпохи привела к засолонению бассейна и накоплению сульфатно-доломитовых ассоциаций (рисунок 2).

Рисунок 1. Обзорная схема района исследований Пpи господстве в разрезе микpитовых обpазований, в пpеделах палеоподнятий встречаются небольшие биогеpмы – водорослевые и кораллово-строматопоровые, мощностью от перых метров до первых десятков метров, приуроченные к овинпармскому горизонту нижнего девона, гребенскому и гердъюскому горизонтам верхнего силура, а также к нижнесилурийским отложениям. Hа стадиях эпигенеза и гипеpгенеза осадки с pеликтами водоpослевых и биогеpмных стpуктуp наиболее интенсивно подвеpгались доломитизации и выщелачиванию, что отмечалось исследователями при описании палеозойских разрезов поднятия Чернышева на р. Шарью [1], где пограничные нижнедевонские и верхнесилурийские органогенные известняки в значительной степени преобразованы.


Рисунок 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез силурийско-нижнедевонских отложений поднятия Чернышева Известно, что биокластовые и водоpослево-детpитовые осадки имеют «жесткий каpкас», котоpый пpепятствовал уплотнению и сохpанял высокую поpистость и пpоницаемость. В отличие от них, иловые и детpитово-иловые pазности из-за капилляpного и субкапилляpного pазмеpов поp оказались в меньшей степени затpонуты пpоцессами выщелачивания, их втоpичная поpистость в основном связана с тpещинными pазностями.

По материалам бурения глубоких скважин Тимано-Печорской провинции установлено, что улучшение коллекторских свойств веpхнесилуpийских и нижнедевонских карбонатных отложений отмечается в основном в пpиpазломных зонах, где отложения подвеpгались интенсивному pастpескиванию и выщелачиванию [2, 3, 4]. Такая взаимосвязь объясняется выщелачиванием pаствоpимых поpод в пеpвую очеpедь вдоль кpупных тpещин, хаpактеpизующихся повышенной пpоницаемостью.

В стpуктуpном плане приразломные зоны поднятия Чернышева характеризуются развитием тектонически экpаниpованных ловушек, неpедко в аллохтонном залегании (Хоседаюская антиклинальная зона, Степковожский блок, Тальбейский блок, Адакский блок и дp.). Поpистость нижнедевонских (овинпармских) и верхнесилурийских (гpебенских) карбонатных отложений на поднятии Чернышева и на юге Варандей-Адзьвинской структурной зоны изменяется от 7 до 11%, реже до 15,4 %, пpоницаемость достигает 5-90 мД. Плотность открытых тpещин колеблется от 14 до 144 ед./м, составляя в среднем ед./м, их pаскpытость изменяется от 5 до 25 мкм, тpещинная поpистость не превышает 0,5 1 %.

В Хоседаюском нефтегазоносном районе, выделенном в пределах поднятия Чернышева, промышленная нефтеносность силурийско-нижнедевонских карбонатных отложений установлена на Южно-Степковожском и Усино-Кушшорском месторождениях (см. рисунок 1).

Южно-Степковожское месторожение приурочено к одноименной погребенной структуре амплитудой около 200м. Нефтяная залежь, локализованная в карбонатных отложениях овинпармского горизонта нижнего девона, связана со сводовой, тектонически экранированной ловушкой. Коллектор трещинно-порового типа представлен доломитами, эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 10,6 м, пористость – 10%. Покрышкой являются глинистые отложения тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона, мощностью 15-20 м. Дебит нефти составил 4,4 м3/сут по подъему уровня, условный уровень подсчета минус 4000 м. Высота залежи составляет 67 м.

Усино-Кушшорское месторождение связано с аллохтонной Усино-Кушшорской структурой. Залежь нефти сводовая, тектонически экранированная, приурочена к отложениям гердъюского горизонта верхнего силура. Карбонатные коллекторы порово трещинного типа представлены известняками и доломитами с пористостью по НГК 8,6 14,0 %, при принятой в подсчете запасов 11 % и проницаемостью 930 мД. Эффективные нефтенасыщенные мощности по скважинам составляют от 8,6 до 18,8 м. Покрышкой являются глинистые отложения тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона мощностью 40-60 м. В перфорированной колонне получены фонтанные притоки нефти дебитом до 11,5 м3/сут на штуцере 9 мм. Условный уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1725 м.

Нефтепроявления по керну зафиксированы в силурийских отложениях также на Заостренской и Хоседаю-Неруюской площадях, соответственно в отложениях нижнего и верхнего силура. В скв. 6-Хоседаю-Неруюская при опробовании испытателем пластов получено 1,5 м3 глинистого раствора.

За последнее десятилетие на поднятии Чернышева пробурены четыре новые скважины на Воргамусюрской площади. Кровля силурийско-нижнедевонских отложений в аллохтонном блоке залегает на глубинах 580-1320 м от дневной поверхности (рис. 3). И лишь одна скважина – 2-Адакская – вскрыла эти отложения в автохтонном залегании на глубине 3900 м.

В скв. 1, 2-Воргамусюрские нижнедевонские и верхнесилурийские отложения не опробовались. По заключению ГИС в аллохтонной части выделены коллекторы с пористостью от 7,0 до 11,5 %. По керну в этой части разреза отмечен запах УВ. В нижнесилурийском интервале разреза практически во всех образцах керна отмечен запах УВ и сероводорода, по ГИС выделены низкопоровые пласты общей пористостью 8-9 %.

Рисунок 3. Геолого-геофизический разрез по профилю 20992- В скв. 1, 2-Адакские, пробуренных в юго-западной части Воргамусюрской структуры, нижнедевонские и верхнесилурийские (гребенской горизонт) отложения в аллохтонной пластине также не опробовались. При испытании нижней части гердъюского горизонта в скв. 1-Адакская получено 8,12м3 минерализованной воды. По результатам исследования керна и обработки ГИС отложения представлены чередованием известняков и доломитов, которые содержат пропластки коллекторов мощностью 0,5-1,0м. Коллекторы имеют сложное строение, коэффициент пористости по АК определен в диапазоне 6,0-8,7 %, характер насыщенности по ГИС не установлен. В этой же скважине из отложений нижнего силура получено 12,1 м3 минерализованной воды. Отложения представлены вторичными доломитами с порово-каверновым типом коллектора. По заключению ГИС толщина отдельных прослоев коллекторов составляет 0,4-7,0 м, пористость по АК – 6,0-17,7 %.

Основным поисковым горизонтом при бурении скв. 2-Адакская являлись нижнедевонские отложения автохтонной части разреза, которые по сейсмическим материалам в целом сопоставляются с разрезами соседней Кочмесской ступени Косью Роговской впадины, за исключением стратиграфического объема нижнего девона, который закономерно увеличивается в восточном направлении (рисунок 4). Основанием при проектировании поисковых скважин на глубокие горизонты послужили признаки нефтегазоносности нижнедевонских и силурийских отложений на Поварницкой, Кочмесской и Бергантымылькской площадях. В скв. 1-Поварницкая керн из кровельной части гребенского горизонта представлен доломитами с выпотами нефти. В скв. 3-Кочмесская наблюдались повышенные газопоказания (до 4-5 %), а в промывочной жидкости наблюдалась пленка нефти;

из нижнесилурийского интервала поднят керн со слабым запахом УВ и примазками нефти. В скв. 3-Бергантымылькская из нижнедевонского интервала разреза подняты известняки с нефтенасыщением, при опробовании было получено 0,1 м3 глинистого раствора с пленкой нефти.

Рисунок 4. Палеогеологическая карта нижнепалеозойского комплекса поднятия Чернышева При этом необходимо отметить, что в pайонах с пликативной тектоникой, к которой относится Кочмесская ступень, фильтрационно-емкостные показатели нижнедевонских и силурийских отложений существенно ниже по сравнению с валами взбросового генезиса (Кп не более 0,6-6,0 %;

Кпр до 1,1-3,2 мД). Об этом свидетельствуют и незначительные пpитоки флюидов на Поварницкой, Бергантымылькской и Кочмесской площадях.

Кроме этого, как показывает проведенный анализ, качество опробования и выбор интервалов для исследований зачастую был не оптимален. В скв. 5-Кочмесская, 1, 8, 21 Поварницкие испытаны интервалы, которые интерпретируются как экранирующие либо низкопористые толщи. При этом опробование производилось только испытателем пластов в процессе бурения без солянокислотных обработок пласта.

Структурный анализ поверхности отражающего горизонта IIItm, приуроченного к подошве отложений тиманского горизонта верхнего девона, в районе Кочмесской ступени показывает, что скв. 1, 8, 21-Поварницкие пробурены не в оптимальных структурных условиях. Так, скв. 1-Поварницкая, расположенная на полого погружающейся в сторону Кочмесской структуры моноклинали, вскрыла подошву тиманского горизонта на отметке минус 3681 м. В таких же условиях расположены скв. 1 и 21-Поварницкие. По сравнению с ними в более благоприятных геологических условиях находятся тектонически экранированный Адакский автохтон Воргамусюрской площади, Западно-Поварницкая приразломная структура и другие сложнопостроенные структурные объекты, которые характеризуются более высокими гипсометрическими отметками и где возможно улучшение фильтрационно-емкостных параметров коллекторов за счет влияния разломов.

Проведенный палеогеологический анализ также свидетельствует о перспективности нижнедевонско-силурийского интервала разреза в районе поднятия Чернышева, вследствие более активного проявления здесь эрозионного срезания и непосредственного выхода коллекторских горизонтов под региональный верхнедевонский флюидоупор. Перекрытие пластов-коллекторов нижнего девона и силура тиманско-саргаевскими аргиллитами является наиболее оптимальным для образования залежей углеводородов. Площади (участки) такого сочетания распространены в пределах восточного борта Хорейверской впадины и на юге Варандей-Адзьвинской структурной зоны (см. рисунок 4). С этими районами связаны все известные залежи УВ в нижнедевонских и верхнесилурийских отложениях.

По результатам бурения скв. 2-Адакская установлены прямые признаки нефтеносности нижнедевонско-силурийских отложений в автохтонной части поднятия Чернышева. По результатам последних сейсморазведочных работ подготовлено несколько перспективных структурных объектов. Дальнейшее проведение геологоразведочных работ на нефть и газ в этом районе позволяет надеяться на открытие промышленных углеводородных месторождений в ближайшее время.

Библиографический список 1. Антошкина, А. И. Опорный разрез силурийских отложений гряды Чернышева / А. И. Антошкина, Т. М. Безносова //Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России. Тезисы Всероссийской геологической конференции.

II. –Сыктывкар: 1994. – С. 91-94.

2. Жемчугова, В. А. Литолого-петрографические критерии прогноза нефтегазоносности нижнедевонских отложений вала Гамбурцева / В. А. Жемчугова, А. В. Мартынов, С. В. Каракчиева //Нефтегазоперспективные объекты Тимано-Печорской провинции и методы их прогнозирования. Тр. ВНИГРИ – Л.: 1990. – С. 72-77.

3. Мартынов, А. В. Строение нижнепалеозойского природного резервуара гряды Чернышева / А. В. Мартынов // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России.

М-лы XV геологического съезда Республики Коми. III. – Сыктывкар: 2009. – С. 94-96.

4. Lapointe, Ph. Example of Lower Devonian Karstified Fields, Gamburtsev Swell / Ph. Lapointe, V. I. Bogatsky, A. V. Martynov // Abstracts. Geology of the Devonian System. – Syktyvkar: 2002.

– Р. 271-272.

УДК 622.276. О сохранении газодинамической связи с пластом при строительстве и подготовке скважин к эксплуатации Мордвинов А. А.

Ухта, Ухтинский государственный технический университет При проектировании разработки газовых месторождений необходимо рационально решать вопросы о выборе:

– конструкции скважин;

– технологии и техники первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов;

– конструкции забоев скважин;

– технологии и техники освоения скважин.

Рациональное решение этих вопросов – залог сохранения хорошей газодинамической связи пласта и скважины, т. е. залог получения высокого совершенства скважин. Здесь еще уместно отметить, что газодинамическое совершенство скважин существенно влияет на установление оптимального технологического режима эксплуатации (работы) газовых скважин, на определение необходимого числа скважин, на схему обустройства газового промысла. В [1, 2] отмечается, что выбор технологического режима относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при проектировании разработки месторождения и в процессе эксплуатации газовых скважин.

Сделаем попытку сформулировать условия, которые, на современном этапе развития технологии и техники нефтегазового дела, будут способствовать сохранению газодинамической связи скважин с продуктивным пластом при строительстве газовых скважин и подготовке их к эксплуатации. Будем рассматривать не все процессы строительства и подготовки газовых скважин к эксплуатации, а только те, которые непосредственно имеют отношение к степени совершенства скважин.

Конструкция скважин. Здесь требуется принять решение – как первично вскрывать (разбуривать) продуктивный пласт, чтобы с точки зрения конструирования скважин максимально снизить негативное влияние первичного вскрытия на степень совершенства скважин. В этом смысле просматриваются два варианта. Более простой – это разбуривать продуктивный пласт по той же технологии, по которой бурили вышележащие непродуктивные отложения горных пород. В этом случае технология бурения в большей степени учитывает условия вышележащих толщ, а не самого продуктивного пласта. Поэтому возникает большая вероятность снижения проницаемости породы призабойной зоны из-за проникновения и взаимодействия промывочного агента с породой призабойной зоны.

Второй вариант более сложный с точки зрения технического осуществления. Этот вариант заключается в том, что бурение скважины следует приостановить перед вскрытием (разбуриванием) продуктивного пласта для того, чтобы спустить и зацементировать обсадную колонну. После этих операций следует начать разбуривание продуктивного пласта. Во втором случае технология разбуривания может ориентироваться только на условия продуктивного пласта. Подобрать и осуществить щадящую для совершенства скважины технологию разбуривания продуктивного пласта значительно проще.

Когда продуктивный пласт разбуривается отдельно от вышележащих непродуктивных толщ, он обычно также обсаживается трубами. Эти трубы часто называют хвостовиком.

Хвостовик имеет сравнительно небольшую длину. Поэтому при его цементировании создаются сравнительно небольшие давления, что уменьшает вероятность проникновения цементного раствора в газонасыщенный пласт.

В целом вторая технология более затратная с точки зрения строительства скважины, но она сторицей окупится более высокой продуктивностью скважины в процессе длительного времени (десятки лет) ее эксплуатации, а также за счет уменьшения необходимого количества скважин.

Первичное вскрытие продуктивного пласта. Под первичным вскрытием пласта принято понимать разбуривание продуктивного пласта. При осуществлении мероприятий по разбуриванию продуктивного пласта важно:

- правильно выбрать агент для очистки скважины от разрушенной долотом горной породы (агент для промывки скважины);

- не превышать установленное значение давления выбранного агента на забое скважины;

- максимально снижать время воздействия выбранным агентом на продуктивный пласт.

Из дисциплины «Физика нефтяного и газового пласта» известно, что газ не взаимодействует, а жидкость взаимодействует с горной породой. В результате взаимодействия фильтрационно-емкостные свойства горных пород ухудшаются. В этом смысле агентом для очистки должен быть газ. Однако по многим причинам газ для целей очистки скважин применяется очень и очень ограниченно. Жидкие агенты (растворы) имеют очень сложный состав и делятся на две крупные группы: растворы на водной основе и растворы на углеводородной основе.

Исключить сильное негативное влияние жидкого промывочного агента на газонасыщенную породу можно, если бурение вести на депрессии. Бурение на депрессии – это высокая технология, мало кто ей обладает. При бурении на репрессии следует применять такие растворы и такие технологии, которые способны быстро кольматировать породу вокруг стенки скважины на небольшую глубину.

Большое превышение давления промывочного раствора над нормативным может привести к гидроразрыву пласта. В результате большой объем промывочного раствора проникнет в газонасыщенный пласт на большое расстояние от ствола скважины (метры и десятки метров), что, безусловно, приведет к значительному снижению проницаемости породы пласта.

Если продуктивный пласт имеет естественные трещины, то фильтрующийся промывочный раствор даже при небольших репрессиях также глубоко проникнет в пласт и кратно уменьшит проницаемость породы по газу.

Простейшей классификацией конструкций забоев скважин может быть следующая [3]:

- открытый забой без фильтра;

- открытый забой с фильтром;

- закрытый забой без фильтра;

- закрытый забой с фильтром.

Под конструкцией забоя здесь понимается часть скважины против продуктивного пласта. Закрытый забой предполагает наличие труб с зацементированным пространством между наружной поверхностью труб и породой пласта. Открытый забой зацементированных труб не имеет.

Конструкция скважин с открытым забоем применяется редко. Применение открытого забоя целесообразно, если порода пласта однородная и прочно сцементирована. Если порода хорошо сцементирована, но неоднородная, т.е. пласт состоит из пропластков с различными свойствами, то уже следует применять конструкцию закрытого забоя.

Фильтры являются отдельным элементом конструкции. Чаще они крепятся на колонне насосно-компрессорных труб. Назначение фильтров – задерживание механических частиц, сохраняя тем самым прискважинную зону пласта от разрушения, обсадную колонну от смятия, скважину от преждевременного капитального ремонта или, даже, от ликвидации.

Вторичное вскрытие пласта. Конструкция закрытого забоя требует вторичного (повторного) обеспечения газодинамической связи скважины с продуктивным пластом.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией. Из всех известных видов перфорации наибольший объем применения в настоящее время имеет кумулятивная (беспулевая) перфорация. Кумулятивная перфорация может осуществляться на депрессии и на репрессии. Агент, заполняющий забой скважины при перфорации, может быть самым разным (газ, водный раствор поверхностно-активных веществ, раствор на нефтяной основе, кислотный раствор, вязко-упругий состав и т.п.). Удельный объем перфорации на депрессии, к сожалению, пока еще небольшой. При перфорации на репрессии лучше применять нефильтрующиеся в пласт перфорационные агенты, например, вязко-упругие составы. В настоящее время разработаны так называемые глубокопроникающие перфорационные системы, способные создавать каналы длиной 70 сантиметров и более. Такие системы способны пробивать зону проникновения в пласт промывочных растворов, а также более щадяще действовать на обсадные трубы и цементное кольцо. Вот, например, краткая характеристика двух современных перфораторов.

Перфоратор ПКО-102 корпусной одноразовый с поперечным габаритом 102 мм предназначен для проведения глубокопроникающей перфорации в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 116 мм при давлении в интервале перфорации до 60 МПа и температуре до 150°С. Плотность перфорации за один спуск до 12,5 отверстий на погонный метр. Спуск перфоратора в скважину может осуществляться как на бронированном кабеле, так и на колонне насосно-компрессорных труб. Спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах позволяет проведение перфорации на депрессии.

Перфоратор корпусной одноразовый с поперечным габаритом 89 мм (ПКТ-89Д), спускаемый на насосно-компрессорных трубах, предназначен для проведения глубокопроникающей перфорации в нефтяных и газовых скважинах при давлении в интервале перфорации до 80 МПа и температуре до 150°С. Плотность перфорации до отверстий на погонный метр.

Сверлящая перфорация пока имеет ограничения применения из-за сложности собственно процесса сверления, низкой производительности, низкой надежности, малой длины перфорационных каналов. В то же время этот вид перфорации имеет ряд существенных достоинств, которые надо эффективно использовать. Сверление не повреждает цементное кольцо, получаются чистые геометрически правильные цилиндрические каналы диаметром около 15 миллиметров. Сверление позволяет перфорировать продуктивные интервалы вблизи газоводяного (газонефтяного) контакта без опасения преждевременного прорыва воды в скважины, поскольку здесь отсутствует взрывное воздействие. Принципиально сверлящий перфоратор представляет из себя электрическую дрель, спускаемую в скважину на кабеле.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.