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 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 8 |

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

-- [ Страница 4 ] --

Освоение скважины – это комплекс технологических работ по вызову притока из пласта в скважину, восстановлению (при необходимости) проницаемости породы призабойной зоны, установлению технологического режима эксплуатации скважины.

Разумнее осваивать скважины без применения методов по воздействию на призабойную зону с целью восстановления проницаемости породы призабойной зоны. С одной стороны, эти методы не всегда дают положительный результат. С другой стороны, эти методы практически всегда уменьшают прочностные, герметизирующие, изолирующие свойства обсадных труб и цементного кольца забоя скважины.

Что касается основной операции освоения скважины – вызова притока, то здесь рекомендации следующие: шире применять пенные системы, не допускать больших и резких депрессий. Большие и резкие депрессии при вызове притока могут не только привести к разрушению породы призабойной зоны, но и привести к увеличению неоднородности фильтрационно-емкостной характеристики вскрытого разреза продуктивного пласта.

Библиографический список 1. Мирзанджаде А. Х. Основы технологии добычи газа / А. Х. Мирзаджанзаде [и др.].– М.:

ОАО «Издательство «Недра», 2003.– 880 с.

2. Гриценко А. И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко [и др.].– М.:

Наука, 1995.– 523 с.

3. Мордвинов, А. А. Освоение эксплуатационных скважин: учеб. пособие для вузов / А. А. Мордвинов.– 2-е изд., перераб. и доп.– Ухта: УГТУ, 2008.– 139 с.

УДК 622. Исследование влияния деформационных процессов на фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов Нижнечутинского нефтяного месторождения при создании депрессии на пласт Петухов А. А.1, Петухов А. В. 1 – Гатчина, Ленинградское УПХГ ООО «Газпром ПХГ»

2 – Санкт-Петербург, СПГГИ Ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) имеет место практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от различных факторов.

Традиционно считается, что основным из них является загрязнение ПЗП в результате проникновения в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора. Для предотвращения этого явления основное внимание уделяется использованию буровых растворов, минимально снижающих проницаемость призабойной зоны. С этой же целью в последнее время используется бурение на равновесии или на депрессии [4].

В то же время изучению капиллярных сил и напряжений, возникающих в ПЗП скважины в процессе ее бурения, освоения и эксплуатации, и их роли в изменении фильтрационных свойств ПЗП исследователи уделяют не достаточное внимание.

Однако, как показывает практика, капиллярные давления и рост нагрузки на скелет породы-коллектора при создании депрессии и снижении пластового давления в процессе отбора жидкости и газа, приводят к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений и к концентрации избыточных напряжений в ПЗП, что значительно осложняет движение флюидов. Особенно активно эти силы проявляются при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти, связанных с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. При этом проницаемость коллекторов в ПЗП может снижаться в несколько раз. Поэтому для вовлечения таких запасов в активную разработку необходимы всесторонние исследования, в том числе с использованием математического и физического моделирования капиллярных сил и напряжений, возникающих в ПЗП скважин.

Одним из таких объектов с трудноизвлекаемыми запасами является Нижнечутинское месторождение нефти, расположенное в Тимано-Печорской провинции. Нижнечутинское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к категории крупных, а по особенностям геологического строения – к категории сложных.

В пределах Нижнечутинского месторождения в процессе разведки выявлены продуктивных пласта: II, A и I, связанные с песчаниками тиманского горизонта верхнего девона, залегающими на глубине от 30 м до 220 м.

Основные запасы нефти Нижнечутинского месторождения связаны с I пластом. Пласт I содержит нефть среднюю по плотности 0,856 г/см, которая практически не содержит растворенного газа. Литологически пласт I представлен чередованием многочисленных прослойков тонкозернистых песчаников, алевролитов и глин. Глубина залегания 30 – 120 м.

Общая толщина пласта 45-50м, нефтенасыщенная – 10-15м. Несмотря на высокую пористость (более 20 %), проницаемость пласта I низкая и не превышает 130 х 10-3 мкм2, из за небольшого размера пор. В настоящее время Нижнечутинское месторождение находится в процессе доразведки и опытно-промышленной разработки. На территории месторождения пробурено 28 поисковых и разведочных скважин, а также 38 наклоннонаправленных и вертикальных эксплутационных скважин в пределах двух участков, выделенных для проведения опытно-промышленной разработки пласта I.

Известно, что если пористая среда насыщена двумя несмешивающимися жидкостями и достигнута некоторая предельная остаточная насыщенность среды по одной из них, то фазовая проницаемость для последней равна нулю [1]. Это означает, что остаточная жидкость разбивается в поровых каналах на отдельные, не связанные друг с другом капли и скопления, которые изолированы – окружены со всех сторон жидкостью противоположной фазы и неподвижны при ее фильтрации в равновесных условиях. При этом объемное содержание остаточной нефти в порах может быть довольно высоким. Учитывая то, что коэффициент нефтенасыщения пласта I Нижнечутинского месторождения относительно низкий и в среднем составляет 0,58, капиллярные явления в нем проявляются наиболее значительно. В мелкозернистых песчаниках и алевролитах пласта I сила, действующая на границе раздела фаз, которая выражается в возникновении так называемого капиллярного давления, несомненно, является важной силой, действующей в ПЗП при существующих скоростях фильтрации многофазного потока. В таких условиях капиллярное давление является одним из важнейших явлений на границе порода-жидкость при многофазных течениях, точно также как пористость и проницаемость, которые являются основными свойствами коллекторов в условиях однофазного потока.

Для изучения влияния капиллярного давления на продуктивность скважин Нижнечутинского месторождения были проведены специальные петрофизические исследования керна, определены относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, а так же выполнены расчеты и построен график зависимости капиллярного давления от степени нефтенасыщенности песчаников пласта I [3].

Относительная фазовая проницаемость была оценена двумя способами: по данным электрометрии и при вытеснении нефти водой. Ниже приведены методика и результаты экспериментального получения кривых относительной фазовой проницаемости (ОФП) пород-коллекторов пласта I верхнего девона Нижнечутинского месторождения различными методами. Для определения ОФП по данным электрометрии была использована методика расчета ОФП по замерам удельного электрического сопротивления (УЭС) полностью и частично водонасыщенного образца (Pirson S.L., Netthe K.P., 1964). Результаты определения ОФП песчаников тиманского горизонта (пласт I) по данным электрометрии и графики зависимостей Кпр в = f(Кв) и Кпр н = f(Кв) приведены на рисунке 1.

Анализируя приведенные графики на рисунке 1, можно выделить характерные точки, соответствующие границам одно- и двухфазного потока. В песчаниках с газопроницаемостью 0,033 мкм2 границы двухфазного потока контролируются значениями водонасыщенности, равными 42 и 65%, а при Кв более 65% возможен только поток воды. Область двухфазного потока значением Кв = 60% также разделяется на две части. В интервале Рисунок 1. Кривые относительных водонасыщенности 42-60% большую долю фазовых проницаемостей для песчаников потока будет составлять несмачивающая пласта I по данным электрометрии фаза, а при Кв 60-65% – вода.

Равновесное значение относительной фазовой проницаемости песчаников пласта для нефти и воды равно 5% при водонасыщенности 60%. Для определения кривых относительных фазовых проницаемостей при вытеснении нефти водой процедура проведения опыта заключалась в следующем. Из нефтенасыщенной составной модели, содержащей остаточную воду, нефть вытесняется водой. При этом в процессе вытеснения регистрируется во времени расход нагнетаемой воды q(t), объем вытесненной нефти Vн(t) и воды Vв(t) во времени и перепад давления на образце р (t). На основании замеренных параметров рассчитываются фазовая проницаемость и соответствующие им насыщенности.

Методика построения кривых относительных фазовых проницаемостей на основании опытов по вытеснению нефти водой базируется на выводах теории нестационарной двухфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей Баклея-Леверетта. Эксперименты проведены на двух составных моделях из единичных образцов песчаника пласта I с газопроницаемостью 0,019 мкм2 и 0,040 мкм2. Результаты определения ОФП и графики зависимости Кпрв = f (Кв) и Кпрн = f (Кв) приведены на рисунке 2.

Анализируя приведенные графики на рисунке 2, можно выделить характерные точки, соответствующие границам одно двухфазного потока. В песчаниках пласта с газопроницаемостью 0,019 мкм2 и 0,040 мкм2 границы двухфазного потока контролируются значениями водонасыщен ности, равными 39 и 63%, а при Кв более 63% возможен только приток воды.

Область двухфазного потока значением Кв = 55% также разделяется на две части. В Рисунок 2. Кривые относительных фазовых проницаемостей для песчаников интервале водонасыщенности 39-55 % большую долю потока будет составлять пласта I на основании опытов по несмачивающая фаза, а при Кв 55-63% – вытеснению нефти водой вода.

Равновесное значение относительной фазовой проницаемости песчаников пласта I для нефти и воды равно 4 и 5% при водонасыщенности 53 и 55% соответственно. Сопоставляя кривые ОФП, полученные по данным электрометрии в процессе вытеснения нефти водой, следует отметить близость границ одно- и двухфазного потока, а равновесные значения ОФП для нефти и воды практически совпали. Некоторое смещение точки пересечения кривых (Кв.кр) в сторону меньших значений Кв связано с увеличением вязкости нефти при температуре 8 0С. На основании полученных данных был построен график зависимости капиллярного давления от степени водонасыщенности пласта I Нижнечутинского месторождения.

Рисунок 3. Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности в пласте I Нижнечутинского месторождения На графике (рисунок 3) видно, что величина капиллярного давления для мелкозернистых песчаников и алевролитов Нижнечутинского месторождения при увеличении степени водонасыщенности продуктивных коллекторов может изменятся от 1 до 6,5 атм, что соизмеримо с величиной пластового давления в пласте I, которое составляет 4- атм. Учитывая то, что величина депрессии при эксплуатации скважин Нижнечутинского месторождения, как правило, не превышает 3-5 атм., при достижении значения коэффициента водонасыщенности 0,74 фильтрация нефти вообще прекращается. Об этом свидетельствуют и графики относительной фазовой проницаемости, на которых видно, что при Кв более 0,63 возможен только приток воды. Таким образом, проведенные исследования показали, что капиллярные давления в условиях пласта I Нижнечутинского месторождения являются важной силой, определяющей остаточную нефтенасыщенность и коэффициент извлечения нефти данного объекта, и, в конечном счете, могут способствовать снижению приемистости нагнетательных скважин, а также продуктивности добывающих скважин при попадании в пласт воды и уменьшении степени его нефтенасыщенности.

Для изучения особенностей распределения упругих напряжений в ПЗП и их влияния на деформационные, прочностные и фильтрационные свойства коллекторов Нижнечутинского месторождения были использованы методы математического моделирования, а также проведена серия экспериментов в Институте проблем механики Российской академии наук (ИПМех РАН) на уникальной испытательной системе трехосного независимого нагружения (ИСТНН). ИСТНН представляет собой установку, состоящую из силового агрегата, маслонасосной станции с пультом управления, блока автоматического управления с обратной связью, измерительно-информационной системы (Фото.1).

Максимальные усилия при испытаниях могут достигать 2000 кГ, максимальные деформации образца – 20%. Эта установка позволяет на образцах породы в форме куба с ребром 40 или 50 мм воссоздавать любые напряженные состояния, возникающие в ПЗП в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, и изучать их влияние на фильтрационные свойства породы.

Проницаемость образца измеряется в течении всего процесса нагружения. Фото 1. Испытательная система трехосного независимого нагружения Возможность управлять процессом нагружения либо по усилиям, либо по перемещениям по каждому из трех каналов (Фото. 2) позволяет реализовывать практически любую траекторию нагружения (деформирования) образца, включая процесс разрушения.

Для измерения проницаемости породы четыре грани образца покрывались непроницаемой тонкой пленкой, две противоположные грани, через которые пропускался воздух, оставлялись свободными. Для моделирования поведения перфорационных отверстий в образцах по центру грани, соответствующей стенке скважины, просверливались сквозные отверстия диаметром 6 мм. До испытания на прессе измерялись начальные проницаемости всех образцов в плоскости напластования или в Фото 2. Испытуемый образец породы в перпендикулярном направлении.

нагружающем узле установки Всего было исследовано 10 образцов керна, отобранного в четырех разведочных скважинах Нижнечутинского месторождения. В таблице 1 приведены данные об испытанных образцах.

В связи с такой постановкой решаемой задачи, а также в соответствии с основными теоретическими принципами распределения упругих напряжений внутри цилиндрической полости заполненной водой, детально рассмотренными в работе [2], программа испытаний образцов керна была следующая (см. на рисунке 4).

Таблица Описание образцов породы из разведочных скважин Нижнечутинского месторождения, испытанных на ИСТНН №№ № № Интервал Глубина Начальная скв. обр. отбора отбора проницае- Примечания образцов, м образцов, м мость kобр, мД 1 1ПР 14 72,7-73,9 гор.: 2 1ПР 34 80,0-86, 3 1ПР 37 80,0-86,5 гор.: 1, 4 3ПР 15 75,0-83,5 гор.: 5 7ПР 1а 103,0-113,0 105,48 гор.: 7 Алевролит 6 7ПР 3а 103,0-113,0 104,37 верт.: 0, Алевролит гор.: 7 8ПР 10а 115,4-121,0 112,4 гор.: 54 Песчаник 8 8ПР 11а 108,9-115,4 110,8 верт.: 17 Песчаник 9 8ПР 12а 108,9-115,4 109,85 гор.: 22 Алевролит 10 8ПР 13а 133,4-140,5 138,6 гор.: 2020 Песчаник, трещина вдоль слоев Одним из основных достоинств испытательного стенда ИСТНН является S возможность моделирования на нем C S истинных напряженных состояний и S деформационных процессов, B возникающих в породе в окрестности S3 скважины и вблизи перфорационных отверстий на любой стадии бурения, C S1 освоения и работы скважины. Исходя из A B задач исследования деформационных S свойств коллекторов Нижнечутинского месторождения и особенностей B C контрукции добывающих скважин, для реализации тестовых экспериментов на t прессе была выбрана программа нагружения, соответствующая условиям Рисунок 4. Программа испытаний при необсаженного ствола скважины и моделировании условий в ПЗП открытого открытого ствола скважины с ствола скважины предварительной перфорацией.

Этап 1. Образец обжимался равномерно со всех сторон до напряжения, равного разности между значением горного давления q и величиной пластового давления Р0 (отрезок ОА на рисунке 4). Точка А отвечает напряжениям, действовавшим в грунтовом скелете до пробуривания скважины.

Этап 2. На втором этапе нагружения (отрезки АВ) одна компонента напряжения (S3) продолжала расти, вторая (S1) оставалась постоянной, а третья (S2) убывала, причем нагрузка менялась таким образом, что среднее напряжение S = ( S1+S2+S3)/3 на всем протяжении этапа 2 сохранялось постоянной. Конечная точка этапа (точка В) отвечает состоянию, когда скважина пробурена и давление на забое равно пластовому.

Этап 3. На третьем этапе моделировался процесс понижения давления в скважине при ее освоении (отрезки ВС на рисунке 4). При этом радиальное напряжение SR в грунтовом скелете по мере роста депрессии остается практически равным нулю, а кольцевые и вертикальные напряжения растут, но вертикальные напряжения увеличиваются примерно в два раза медленнее. Соответственно изменялись компоненты напряжения S1, S2, S3 в опыте.

Третий этап был последним и продолжался до тех пор, пока образец не разрушался, или не осуществлялась разгрузка образца с целью определения его проницаемости при разгрузке. Причем разгрузка осуществлялась точно в обратном порядке по отношению к программе нагружения образца.

В ходе всего опыта измерялась деформация образца в трех направлениях и регистрировалась его проницаемость.

В процессе проведения испытаний образцов керна из скважин Нижнечутинского месторождения на установке ИСТНН было выявлено, что при создании в образцах напряжений, возникающих в окрестности открытого ствола скважины или перфорационного отверстия, проницаемость породы резко уменьшалась при увеличении депрессии (иногда более чем в 5 раз). Это падение проницаемости было необратимым, и при снятии депрессии проницаемость не восстанавливалась.

Отсюда следует важный практический вывод, что при создании депрессий на забое скважин в процессе их освоения и эксплуатации вокруг скважин и перфорационных отверстий могут образовываться зоны, в которых проницаемость породы будет существенно понижена по сравнению с естественной проницаемостью пласта. Эти зоны будут играть роль своего рода барьеров, препятствующих поступлению жидкости из пласта в скважину.

Проницаемость породы в указанных зонах, как показали опыты, с течением времени уменьшается, что должно приводить к постепенному снижению дебита скважины.

Образование зон пониженной проницаемости носит необратимый характер, так что повышение давления на забое скважин не приводит к их исчезновению.

Причиной падения проницаемости породы при создании депрессии на забое скважины являются возникающие при этом в породе касательные напряжения. Касательные напряжения приводят к тому, что содержащаяся в породе глина начинает деформироваться («течь»), заполняя естественные фильтрационные каналы и уменьшая проницаемость породы. Чем больше величина касательных напряжений, тем интенсивнее текучесть глины и тем значительнее падение проницаемости.

Для того, чтобы не допустить указанное падение проницаемости породы в призабойной зоне пласта, необходимо уменьшить действующие в этой области касательные напряжения. Этого можно достичь путем выбора конструкции забоя и проведения предварительных технологических операций.

Наиболее эффективным на данный момент представляется нарезание вертикальных щелей в необсаженном участке ствола скважины. Вертикальные щели разгружают породу вокруг скважины в кольцевом направлении, уменьшая тем самым максимальные сжимающие напряжения S, рисунок 5.

На рисунке 5 показано распределение касательных напряжений в окрестности необсаженного участка ствола скважины при отсутствии вертикальных щелей. Светло- и темно-серый цвета отвечают зонам, в которых действуют высокие касательные напряжения и, как следствие, происходит падение проницаемости породы.

Из рисунка 5 видно, что скважина окружена низкопроницаемой «пробкой», толщина которой составляет примерно 50% радиуса скважины.

Нарезание вертикальных щелей существенно меняет ситуацию. На рис. 6 показано полученное путем численного расчета распределение касательных напряжений в окрестности необсаженной скважины с двумя диаметрально противоположными вертикальными щелями. Глубина щели равна радиусу скважины. Из рис. 6 видно, что щели практически в два раза снижают действующие на контуре скважины касательные напряжения, а зоны пониженной проницаемости значительно уменьшаются в размере и отодвигаются в глубь пласта. Такая же картина будет иметь место даже при максимальных депрессиях.

Рисунок 5. Распределение интенсивности касательных напряжений в окрестности открытого ствола скважины с двумя вертикальными щелями минимальной глубины – 0,1 Rскв Рисунок 7. Распределение интенсивности Рисунок 6. Распределение интенсивности касательных напряжений в окрестности касательных напряжений в окрестности открытого ствола скважины с четырьмя открытого ствола скважины с двумя вертикальными щелями глубиной, равной вертикальными щелями глубиной, равной радиусу скважины радиусу скважины Таким образом, наличие двух вертикальных щелей существенно улучшает ситуацию и должно обеспечить более высокий дебит скважины. Дальнейшее увеличение количества нарезаемых вертикальных щелей не только не улучшает ситуацию а, наоборот, ухудшает ее.

На рисунке 7 показано распределение касательных напряжений вокруг скважины с четырьмя вертикальными щелями. Видно, что, хотя непосредственно вблизи скважины порода разгружена, на расстоянии примерно двух радиусов от центра скважины развивается замкнутая зона пониженной проницаемости, которая также будет играть роль экрана, существенно снижающего дебит скважины.

Необходимо также подчеркнуть, что нарезание двух вертикальных щелей необходимо производить, не допуская снижения давления на забое скважины, то есть до освоения скважины. В противном случае вблизи скважины возникнут большие касательные напряжения, которые вызовут необратимое ухудшение проницаемости породы в этой зоне пласта и, как следствие, падение дебита скважины.

В ходе опытов был обнаружен еще один механизм, который может приводить к постепенному снижению дебита скважин. Он связан с влиянием пресной воды на деформационные свойства продуктивных пород. Оказалось, что пропитанные водой образцы сильно увеличивались в объеме, разбухали и при испытаниях на установке ИСТНН намного более активно деформировались. Это проявлялось в том, что при постоянной нагрузке, отвечающей неизменной депрессии, образцы ползли с постоянной скоростью, причем с увеличением депрессии увеличивалась и скорость ползучести. Применительно к скважинам это должно приводить не только к снижению проницаемости породы в ПЗП, но и к затеканию со временем перфорационных отверстий. Этот вывод полностью подтвердило испытание пропитанного водой образца № 34 из скв. 1 ПР, в ходе которого просверленное в нем отверстие диаметром 8 мм полностью затекло.

Из сказанного следует очередной важный вывод, что вскрытие продуктивного пласта и все технологические операции, при которых возможно проникновение технологических жидкостей из скважины в пласт, нельзя проводить на пресной воде.

Библиографический список 1. Дыбленко В.П. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко [и др.]. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

– 381 с.

2. Лехницкий, С.Г. Теория упругости анизотропного тела / С.Г. Лехницкий. – М.: Наука, 1977. – 415 с.

3. Петухов А.А. Влияние капиллярного давления и коэффициента нефтенасыщенности на продуктивность скважин Нижнечутинского месторождения /А. А. Петухов // IX международная молодежная научная конференци «Севергеоэкотех-2008», 19-21марта 2008 г.: материалы конференции;

в 3 ч.;

ч. 2. – Ухта: УГТУ, 2008. – С. 274-278.

4. Свалов А.М. Двумерный анализ особенностей распределения упругих напряжений в приствольных зонах скважин / А.М. Свалов // Газовая промышленность. – 2006. – №2. – С. 34-36.

УДК 622. Прогноз пескопроявлений на основе изучения факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойных зон скважин Гатчинского ПХГ Гришин Д. В.1, Петухов А. А.1, Петухов А. В. 1 – Гатчина, Ленинградское УПХГ ООО «Газпром ПХГ»

2 – Санкт-Петербург, СПГГИ Разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП) является характерным и довольно распространенным осложнением скважин при эксплуатации как многочисленных месторождений природного газа, так и подземных газовых хранилищ (ПХГ). Вынос песка значительно затрудняет эксплуатацию газовых скважин. При этом образуются песчаные пробки, абразивный песок способствует преждевременному выходу из стоя скважинного оборудования, значительно сокращается межремонтный период скважин, требуется более часто проводить их подземный и капитальный ремонт и т.д. Явление разрушения ПЗП вызвано ростом нагрузки на скелет породы-коллектора при создании депрессии и снижении пластового давления в процессе отборов газа, приводящей к концентрации избыточных напряжений в ПЗП, а также связано с поступлением пластовой воды, которая активизирует процесс разрушения терригенных коллекторов. Распределение избыточных напряжений в ПЗП неравномерно, поэтому в определенных интервалах скажины существуют зоны максимальной концентрации этих напряжений. Такие участки, вероятно, и являются очагами наиболее интенсивного неравномерного разрушения пород. Для изучения механизма развития процессов разрушения газонасыщенных песчаников и возможного предотвращения выноса песка при эксплуатации скважин Гатчинского ПХГ необходимо провести анализ особенностей распределения напряжений в ПЗП. Для проведения такого анализа напряженно-деформированного состояния пород в ПЗП обсаженных скважин газовых месторождений при снижении пластового давления исследователи обычно пользуются методами математического моделирования и численного анализа уравнений упругого равновесия горной породы, используя методы решения плоских (двумерных) задач распределения напряжений в ПЗП [2,3,4]. Однако призабойная зона пласта скважин ПХГ обустроена специальным образом. При этом скважины на ПХГ обсажены только до кровли проницаемого пласта, а диаметр нижней части ствола увеличен с целью дальнейшего заполнения ПЗП песчано-гравийной смесью (рисунок 1). Поэтому, если анализировать распределение напряжений в ПЗП скважин на ПХГ, необходимо учитывать и рассматривать открытый (необсаженный) расширенный ствол газовой скважины.

Рисунок 1. Схематическое изображение конструкции нижней части скважин ПХГ:

1 – обсадная колонна, 2 – открытый ствол скважины В процессе состояния скважины, когда давление на забое равно пластовому давлению, радиальное напряжение SR уменьшается до нуля, так как пластовое давление уравновешено столбом жидкости, тангенциальное напряжение S увеличивается примерно на ту же величину, а вертикальное напряжение SZ сохраняется постоянным. Такое состояние скважины обычно наблюдается тогда, когда скважина закончена бурением и давление на забое равно пластовому давлению. При создании депрессии происходит увеличение нагрузки вдоль оси, соответствующей тангенциальному Рисунок 2. Напряжения, действующие в ПЗП напряжению, при сохранении необсаженной скважины вертикального и радиального напряжений.

.Объектом хранения газа Гатчинского ПХГ является водоносный пласт (I гдовский пласт), залегающий на глубине около 400 м. Представлен I пласт песчаниками, участками слабосцементированными, разнозернистыми, иногда крупно- и грубозернистыми, кварцевополевошпатовыми. Толщина пласта 5-11 м, пористость песчаников в среднем 22%, проницаемость на отдельных участках достигает 2-4 Дарси. Покрышкой пласта-коллектора служит 4-5-метровая однородная пачка глин, прослеживающаяся по площади повсеместно.

Песчаники I гдовского пласта насыщены хлоридно-натриевыми пластовыми водами общей минерализацией 5-13 г/л, удельным весом 1,008 г/см3.

В процессе создания депрессии для отбора газа и постепенном уменьшении пластового давления нагрузка на стенке скважины вдоль оси, соответствующей тангенциальному направлению, значительно увеличивается при сохранении напряжений в направлении двух других осей. При небольших депрессиях песчаники Гатчинского ПХГ деформируются упруго. При этом проницаемость пород за счет упругой деформации может несколько уменьшатся, но обратимо. Это продолжается до тех пор, пока упругая деформация песчаников (при увеличении депрессии) не достигнет некоторой критической величины, после чего начинается неупругое деформирование породы. Именно в этот момент порода начинает растрескиваться и разрушаться. Это явление сопровождается резким увеличением проницаемости песчаников в ПЗП даже по сравнению с первоначальным значением.

Величина депрессии, при которой начинается неупругое деформирование породы при неизменной нагрузке (ползучесть), зависит от литологического типа породы, ее прочности, гранулометрического состава песчаников, условий их залегания, пластового давления и других факторов. В соответствии с инженерно-геологической классификацией горных пород по Саваренскому-Ломтадзе песчаники I гдовского пласта Гатчинского ПХГ относятся к II группе. Это относительно твердые горные породы, выветрелые и в различной степени трещиноватые. Сопротивление сжатию (Rсж) таких пород изменяется от 1,5 до 50 МПа.

Таким образом, уже при депрессии более 1,5 МПа песчаники в ПЗП скважин Гатчинского ПХГ могут испытывать неупругую деформацию и подвергаться разрушению. Характер разрушения песчаников в процессе эксплуатации скважин различен. В более плотных, прочно сцементированных среднезернистых песчаниках разрушение происходит путем образования нескольких макротрещин. Менее прочные, слабо сцементированные крупно- и грубозернистые песчаники дезинтегрируются и практически превращаются в песок, который выносится в скважины.

Единственным возможным решением для предотвращения разрушения песчаников и выноса песка в процессе эксплуатации скважин ПХГ является разгрузка породы в ПЗП от действующих в ней касательных напряжений. В частности, для открытого ствола скважин Гатчинского ПХГ это сводится к уменьшению действующих в ПЗП кольцевых (тангенциальных) напряжений (см. рисунок 2). В связи с тем, что максимальные касательные напряжения в рассматриваемом случае равны половине разности тангенциальных S и радиальных SR напряжений, а радиальные напряжения определяются высотой (давлением) столба жидкости в скважине и относительно невелики, основное внимание должно быть уделено снятию действующих кольцевых напряжений S. На практике этого можно достичь несколькими путями: изменением (сглаживанием) формы верхней части открытого ствола, как это показано в работе [4], нарезанием вертикальных щелей в открытом стволе скважины, либо ограничением депрессии и уменьшением отборов газа в скважинах. Для реализации первого и второго способов необходимо проводить капремонт скважин, поэтому на практике для предотвращения выноса песка обычно снижают депрессию и уменьшают объемы отбора газа, что негативно сказывается на выполнение плановых отборов газа из хранилища.

При проведении анализа пескопроявлений в пределах Гатчинского ПХГ изучались многочисленные параметры работы газовых скважин, для этого были выбраны эксплуатируемые скважины с высокими показателями выноса песка, в среднем более см3 в год за последние семь циклов отбора газа. С целью выявления связей между параметрами работы скважин и объемами выносимого песка были рассчитаны линейные коэффициенты корреляции между различными параметрами в процессе эксплуатации газовых скважин. Результаты проведенных расчетов сведены в таблице 1. Из таблицы видно, что существует довольно тесная линейная корреляционная зависимость между объемами выноса песка и такими параметрами, как: отбор газа из скважины за цикл, объем воды, отобранной из скважины за цикл, отбор газа на участке ПХГ за цикл, объем закачки газа в скважину за цикл, скорость отбора газа из скважины за цикл и др.

На основании установленных корреляционных зависимостей между выносом песка и определенными параметрами работы скважин, с целью прогноза объемов выноса песка были построены уравнения множественной регрессии для каждой работающей скважины Гатчинского ПХГ.

В случае, если наблюдается линейная зависимость, уравнение множественной регрессии для учета множества факторов имеет вид: Yx=a0+a1X1+a2X2+…+anXn, где Xi – i тый факторный признак, Yx – результативный показатель (объем выноса песка);

а0 – свободный параметр уравнения;

аi – коэффициент при i-том факторном признаке.

Пример построения графика зависимости объема выноса песка от времени на основе уравнения множественной линейной регрессии для скважины № 118 представлен на рис. 3.

Исходные данные для подбора коэффициентов, входящих в уравнение множественной регрессии, представлены в таблице 2.

Объем песка, см 38 39 40 41 42 43 44 номер цикла Рисунок 3. Зависимость объема отобранного песка от времени по скважине № На рисунке 4 показаны различные варианты рассчитанных кривых регрессии, учитывающих различные параметры работы скважин. Из рисунка видно, что наиболее точно на искомую кривую (черная жирная линия) ложится кривая, обозначенная жирной темно серой линией. Эта кривая характеризуется самым высоким коэффициентом детерминации R2=0,966. Из сказанного следует, что параметры работы скважины (факторы), входящие в это уравнение регрессии, на 96% предопределяют объемы выносимого песка.

Таблица Исходные данные для расчетов по скважине уч. СП-4, тыс.м уч. СП-4, тыс.м Закачка газа на Закачка газа в Закачка газа в Отбор газа на иссл. районе, Отбор песка, иссл. районе Отбор газа в Отбор воды, Кол-во дней Кол-во дней скв., тыс.м Отбор газа, работы скв закачки тыс.м тыс.м тыс.м см Скв. м 2000 9410 3549 515 162 22240 2001 9900 3280 160 147 22525 113985 7700 131 31300 2002 10250 2200 0 174 23660 115220 7500 136 33410 2003 9360 3070 10 155 23220 113370 8550 131 33200 2004 9985 5940 3890 188 26905 117555 8820 125 36710 2005 9415 3050 510 179 24285 112735 7845 136 35475 2006 8810 3710 670 176 24766 107491 7400 138 36880 2007 9325 4508 460 171 23725 101765 8000 134 34740 Данное уравнение регрессии имеет вид:

Yx= 6800 + 0,516X1+0,109X2-167X3, где, Yx – объем выноса песка;

X1 – величина объемов отборов газа в районе скважины №3 в исследуемом цикле тыс. м3, X2 – величина объемов закачки газа в районе скважины № в исследуемом цикле тыс. м3, X3 – количество дней закачки газа в исследуемом цикле дней.

Объем песка, см3 38 39 40 41 42 43 44 номер цикла Рисунок 4. Графики вариантов уравнений множественной регрессии для скважины № Следует отметить, что при многофакторном анализе для характеристики тесноты связи также обычно рассчитывают частные коэффициенты эластичности, используя следующую формулу:

Эi=ai·Хi ср/Yср, где Хi ср – среднее значение i-го фактора, ai – коэффициент регрессии при i-ом факторе, Yср – среднее значение изучаемого показателя.

Рассчитанные частные коэффициенты эластичности для различных параметров работы скважины № 117 представлены в таблице 3 (зависимый фактор – вынос песка).

Таблица 3.

Коэффициенты эластичности по скважине № Отбор Закачка Фактор Среднесуточный газа, газа в скв., Закачка, дней (параметр) отбор, млн.м/день млн.м млн.м Частный коэффициент 3 5 1 эластичности По результатам проведенного анализа работы десяти эксплуатационных скважин Гатчинского ПХГ были установлены тесные корреляционные зависимости между объемами выносимого песка и определенными технологическими параметрами работы скважин. При этом для каждой скважины подобран свой перечень значимых параметров. Наличие выявленных корреляционных связей между исследованными параметрми позволяет построить уравнение регрессии для каждой из работающих скважин и прогнозировать объемы выносимого песка на все последующие циклы отбора газа из скважин Гатчинского ПХГ. Нахождение коэффициентов уравнения регрессии для эксплуатируемых скважин выполняется в оперативном автоматизированном режиме и не требует много времени при наличии подробных промысловых данных о работе скважин. Полученные уравнения регрессии для каждой скважины используются при планировании объемов отбора и закачки газа в текущем цикле, для обоснования количества продувок шлейфов, для составления графиков вскрытия породоуловителей на устьях скважин, а также для выявления первоочередных скважин, нуждающихся в обследовании и последующем подземном или капитальном ремонте.

Номер скважины Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и временем 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, работы скважины Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и отбором газа 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, из скважины Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и отбором воды 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, из скв.

Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и кол-вом дней 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, работы скв.

Коэффициент корреляции между.

.

объемом выноса песка и отбором газа 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0,04 из р-на исследуемых скважин Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и отбором газа 0, 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, на сборном пункте Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и закачкой газа в 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, скв.

Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и кол-вом дней 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, закачки газа Коэффициент корреляции между.

.

объемом выноса песка и объемом газа 0, 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, закаченного в р-не исслед. скважин Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и объемом газа 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, закаченного на СП Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и средней 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, скоростью отбора газа в скв.

Коэффициент корреляции между.

.

объемом выноса песка и скоростью 0, 0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, отбора газа в р-не исслед. скважин Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и средней 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, скоростью отбора газа на сборном пункте Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и средней 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, 0, скоростью закачки газа в скв.

Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и средней.

.

0, 0, 0, -0, -0, -0, -0, скоростью закачки газа в р-не исслед.

-0, скважин Коэффициент корреляции между объемом выноса песка и средней 0, 0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, скоростью закачки газа на сборном -0, -0, пункте Коэффициенты корреляции между объемом выноса песка и некоторыми эксплуатационными параметрами скважин Гатчинского ПХГ Таблица Библиографический список 5. Лехницкий, С. Г. Теория упругости анизотропного тела / С. Г. Лехницкий. – М.: Наука, 1977. – 415 с.

6. Свалов, А. М. Анализ факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойной зоны добывающей скважины / А. М. Свалов // Газовая промышленность. – 2004. – №7. – С. 61-63.

7. Свалов, А. М. Двумерный анализ особенностей распределения упругих напряжений в приствольных зонах скважин / А. М. Свалов // Газовая промышленность. – 2006. – №2. – С. 34-36.

8. Свалов, А. М. Механизмы разрушения призабойных зон добывающих скважин на поздней стадии разработки газовых залежей / А. М. Свалов, В. Г. Григулецкий // Газовая промышленность. – 2007. – №9. – С. 55-59.

УДК 622. Методологические аспекты исследования сложнопостроенных залежей в трещинных коллекторах в процессе их разведки и разработки Петухов А. В.1, Никитин М. Н.1, Уршуляк Р. В. 1 – Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт 2 – Ухта, ООО «ПечорНИПИнефть»

Залежи нефти и газа, приуроченные к трещинным коллекторам, установлены во многих нефтегазоносных регионах. Например, в Тимано-Печорской провинции (ТПП) скопления углеводородов (УВ), связанные с трещинными резервуарами, выявлены во всех нефтегазоносных комплексах [1]. Несмотря на то, что многими исследователями показана значительная роль трещинной составляющей продуктивных пород в процессе формирования и разработки залежей УВ, до сих пор при подсчете запасов и моделировании процессов извлечения нефти резервуары многих месторождений рассматриваются как поровые.

Обычно исследователи к сложным трещинным коллекторам относят более плотные карбонатные осадочные породы и метаморфизованные породы фундамента, а продуктивные песчаники рассматривают как чисто поровые. Однако многолетняя практика термошахтной эксплуатации Ярегского месторождения, а также анализ разработки других нефтяных залежей показывает, что нефтенасыщенные песчаники могут в не меньшей степени подвергаться трещиноватости, которая формирует их зональную и пространственную неоднородность, а также значительную изменчивость по проницаемости. Доказано, что высокопроницаемые трещинные зоны оказывают значительное влияние не только на разработку залежей, но и на процессы миграции УВ и нефтегазонакопления, что необходимо учитывать при проведении геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ.

Изучение сложнопостроенных карбонатных резервуаров Тимано-Печорской провинции, содержащих более половины разведанных запасов нефти, позволило разработать методику выявления и оконтуривания высокопроницаемых трещинных и трещинно карстовых зон [4]. Эта методика включает элементы системного подхода и основана на использовании комплекса эффективных геолого-геофизических, промысловых, дистанционных и других исследований. Реализация этой методики в пределах Усинского, Харьягинского, Западно-Тэбукского, Верхневозейского, Мусюршорского, Восточно Сотчемью-Талыйюского, Рассохинского, Курьинского, Хасырейского, Надеюского, Черпаюского и других нефтяных и газовых месторождений ТПП, проведение детального анализа разработки многих залежей УВ в карбонатных и терригенных коллекторах, а также использование результатов лабораторных экспериментов по формированию трещинных систем на складках поперечного изгиба, позволили обосновать и использовать в процессе эксплуатации залежей интегральные модели нефтегазонасыщенных резервуаров, учитывающие их трещинную составляющую. Такие модели позволяют изучать всю совокупную геологическую неоднородность продуктивных пород, включая изменчивость их фильтрационно-емкостных параметров и анизотропию проницаемости коллекторов, определяемую трендами развитых в них систем трещин.

Выявленные особенности формирования трещинных зон, их линейные морфологические черты, а также аномальные физические свойства продуктивных пород и перекрывающих их пород-покрышек в пределах зон трещиноватости позволили широко использовать разработанную методику оконтуривания высокопроницаемых участков не только в процессе поисково-разведочных работ на нефть и газ, но и в процессе эксплуатации залежей, для реализации мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению коэффициента нефтеотдачи [1].

Комплексный системный подход, лежащий в основе предлагаемой методики, позволяет применять ее уже на начальных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ.

Например, на поисковом этапе методика включает установление локальных минимумов силы тяжести по данным гравиразведки на фоне положительной аномалии (рисунок 1), обусловленной антиклинальной складкой по кровле продуктивных пород;

прослеживание на сейсмических временных разрезах участков отсутствия отражений (зон потери корреляции);

специальную обработку сейсмической информации для получения определенных кинематических и динамических параметров, которые в трещинных зонах будут характеризоваться аномальными значениями (повышенное поглощение энергии сейсмических волн, пониженные интервальная и эффективная скорости и пр.);

использование данных электроразведки для установления зон аномальной проводимости (рисунок 2), а также выделение дистанционными исследованиями (рисунок 3) трещинных зон, активизированных на неотектоническом этапе.

Рисунок 1. Отражение зон развития трещинно-карстовых коллекторов на графиках g на продольном (а) и поперечном (б) профилях Усинского месторождения: 1 – кровля карбонатных отложений С2-Р1;

2 – карбонатные породы С2-Р1, вмещающие залежь нефти;

– водонефтяной контакт;

скважины: 4 – разведочные;

5 – эксплуатационные;

6 – субвертикальные зоны повышенной трещиноватости В процессе бурения скважин отмеченные данные дополняются исследованиями трещиноватости по керну и шлифам, результатами геофизических исследований скважин (специальная обработка данных стандартного электрокаротажа в интервалах покрышки залежи по программе "GSC", акустический каротаж и пр.). При этом также учитываются параметры механического каротажа и сведения о поглощениях промывочной жидкости в процессе бурения (рисунок 4).

Рисунок 2. Разрез нормированных производных кажущегося сопротивления по данным ВЭЗ на Харьягинском месторождении: 1 – положительные аномалии нормированных производных к;

2 – отрицательные аномалии нормированных производных к;

3 – зоны повышенной трещиноватости Рисунок 3. Схема линеаментов в пределах Харьягинской площади, составленная в результате дешифрирования аэрофотоснимков (по данным В. В. Ельникова и Г.Н. Преображенской): 1 – поисковые и разведочные скважины;

2 – линеаменты;

3 – участки повышенной плотности линеаментов, связываемые с зонами трещиноватости осадочного чехла Рисунок 4. Сведения о полноте выноса керна, поглощениях промывочной жидкости и провалах бурового инструмента в продуктивной толще D3-III Харьягинского нефтяного месторождения: 1 – скважины: в числителе – номер скважины, в знаменателе – процент выноса керна в продуктивной толще D3-III;

скважины: 2 – с полным поглощением промывочной жидкости, 3 – с частичным поглощением промывочной жидкости, 4 – с провалами инструмента в продуктивной толще D3-III в процессе бурения После обобщения и анализа всех материалов полученную информацию наносят на карты и оконтуривают границы субвертикальных трещинных и трещинно-карстовых зон.

Описанная методика впервые была опробована на С2-Р1 залежи нефти Усинского месторождения. Выделенные трещинно-карстовые зоны с использованием предложенного комплекса методов (рисунок 5) в полной мере подтверждаются данными разработки залежи, результатами гидропрослушивания и характером обводнения скважин.

Рисунок 5. Схема распространения субвертикальных зон повышенной трещиноватости в пределах Усинского месторождения: 1 – контур нефтеносности С2-Р1 залежи тяжелой нефти;

2 – зоны повышенной трещиноватости;

3 – скважина, давшая нефть из доманиковых отложений (D3dm);

4 – роза трещиноватости по замерам ориентировки линеаментов;

5 – розы трещиноватости по данным замеров в керне, проведенных В. А. Москвичом и др. в 1989 г.;

6 – опытно-промышленный участок паротеплового воздействия ПТВ-1;

7 – опытно промышленные участки, выделенные для проведения влажного внутрипластового горения В дальнейшем разработанная методика использовалась при изучении сложнопостроенных резервуаров на многих месторождениях ТПП. Реализация методики в пределах отмеченных площадей позволила наметить новые объекты, перспективные на нефть и газ, связанные с коллекторами сложного типа и неструктурными ловушками, в отложениях доманика и верхней перми, а также обосновать более совершенные системы разработки и размещения эксплуатационных скважин для разведанных, подготовленных к промышленной эксплуатации и разрабатываемых залежей нефти.

С целью повышения эффективности разведки залежей УВ в ловушках неструктурного типа, контролируемых трещинными зонами, с учетом комплексной методики была разработана и предложена интегрированная система проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ. Суть этой системы заключается в фокусировании высокостоимостных методов на ограниченных участках разведываемых площадей, в пределах которых вероятность получения промышленного притока нефти или газа наиболее высокая (рисунок 6).

Использование этой системы позволяет значительно снизить затраты на ГРР и сократить до минимума количество непродуктивных скважин.

Рисунок 6. Интегрированная система поисково-разведочных работ на нефть и газ в ловушках неструктурного типа Таким образом, с целью повышения эффективности ГРР в сложнопостроенных трещинных резервуарах, точности подсчета запасов, регулирования процесса разработки залежей и правильного обоснования методов и технологий повышения нефтеотдачи, необходимо уже на ранних этапах исследования объектов проводить кропотливую систематическую работу с применением предложенного комплекса геолого-геофизических и других методов, используемых на разных стадиях ГРР и освоения залежей.

В процессе эксплуатации залежей, при наличии достоверной информации о работе добывающих скважин, дополнительно могут применяться вероятностно-статистические методы [2], позволяющие оперативно устанавливать тип и качественную характеристику коллекторов, а также определять преимущественные направления трещин и потоков фильтрации путем оценки взаимовлияния скважин. В частности, для оперативной оценки трещинных коллекторов довольно эффективно можно использовать методику, разработанную и предложенную американским профессором Р. А. Нельсоном [3]. При этом для того, чтобы диагностировать наличие трещинных коллекторов, анализируются два параметра работы добывающих скважин – первоначальный дебит скважины (Qнач) и накопленная (суммарная) добыча нефти (Qнак). В процессе анализа разработки многих залежей нефти, как в России, так и за рубежом, было установлено, что максимальные дебиты и максимальная накопленная добыча наблюдаются в скважинах, расположенных в пределах участков интенсивной трещиноватости, что позволяет использовать этот диагностический признак при проведении исследований [1, 3].

В качестве примера реализации методики Р.А. Нельсона на месторождениях ТПП, на рис. 7 приведен график зависимости между Qнач и Qнак для Черпаюского нефтяного месторождения. Из представленного графика видно, что в сложных коллекторах трещинного типа (порово-трещинных, порово-каверно-трещинных и т.д.) Черпаюского месторождения наблюдается достаточно тесная корреляционная зависимость между Qнач и коэффициент детерминации (R2) составляет 0,59. При изучении Qнак скважин, продуктивности скважин в процессе разработки многих месторождений установлено, что первоначальный дебит скважины зависит, главным образом, от изменения плотности трещин коллекторов и их раскрытости, а накопленная добыча нефти в скважинах отражает определенные флуктуации порового пространства матрицы коллекторов [1, 3].

Рисунок 7. Графики линейной зависимости между начальным дебитом скважин Qнач и суммарной добычей нефти Qнак в пределах Черпаюского месторождения Анализ разработки нефтяных залежей в различных регионах также показал, что частотные графики распределения первоначальных дебитов и накопленной добычи для чисто поровых коллекторов имеют симметричную куполовидную форму, подчиняясь нормальному закону распределения, в то время как для коллекторов сложного типа (порово трещинных, порово-каверно-трещинных и т.д.) частотные графики распределения Qнaч и Qнак имеют резко ассимметричную форму.


Таким образом, использование комплексной методики выявления и оконтуривания высокопроницаемых трещинных зон совместно с интегрированной системой поисково разведочных работ, исследованием корреляционной зависимости между Qнач и Qнак и частотных графиков распределения Qнaч и Qнак, в соответствии с методологическими принципами системно-структурного подхода, детально описанными в работе [1], позволяет изучать площадную и пространственную зональность трещинных резервуаров с целью повышения эффективности ГРР и обоснования геолого-технических мероприятий для повышения нефтеотдачи сложных коллекторов.

Библиографический список 1. Петухов, А. В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / А. В. Петухов. – Ухта: УГТУ, 2002. – 276 с.

2. Петухов, А. В. Оценка типов коллекторов разрабатываемых месторождений Тимано Печорской нефтегазоносной провинции с использованием методов математической статистики / А. В. Петухов [и др.] // XIV Геологический съезд Республики Коми: материалы съезда;

Т. IV. – Сыктывкар: Геопринт, 2003. – С. 251-252.

3. Nelson, R. A. 2001. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs: Houston, Texas, Gulf Publishing. – 320 p.

4. Petukhov A.V., 1996. Integrated exploration of fracture-karst zones in carbonate oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin// AAPG Hedberg Conference “Carbonate Reservoir of the World: Problems, Solutions and Strategies for the Future”: Abstracts.- Elf Aquitaine Technology Center, Pau France, p. 238-243.

УДК 622.276.1/4.001. Оценка трещиноватости терригенных и карбонатных коллекторов месторождений нефти Тимано-Печорской провинции по динамике показателей разработки Петухов А. В.1, Уршуляк Р. В.2, Никитин М. Н. 1 – Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт 2 – Ухта, ООО «ПечорНИПИнефть»

В настоящее время установлено, что значительная часть запасов нефти и газа Тимано Печорской провинции (ТПП) относится к коллекторам трещинного типа [1]. Во всех нефтегазоносных комплексах ТПП выявлены скопления углеводородов (УВ), связанные с трещиноватыми породами-коллекторами. При изучении геологического строения в процессе разведки и эксплуатации нефтяных месторождений ТПП многими исследователями показана значительная роль трещинной составляющей продуктивных пород в процессе формирования и разработки залежей. Однако до сих пор при подсчете запасов и моделировании процесса извлечения нефти резервуары большинства месторождений ТПП рассматриваются как чисто поровые. Как правило, к трещинным коллекторам исследователи относят более плотные карбонатные породы, а песчаники рассматривают как чисто поровые. Практика многолетней разработки залежей показывает, что продуктивные песчаники могут в не менее значительной степени подвергаться трещиноватости, которая формирует пространственную неоднородность коллекторов и их зональность по проницаемости. Высокопроницаемые трещинные зоны в пределах месторождений оказывают значительное влияние не только на эксплуатацию отдельных объектов, но и на процессы миграции УВ и нефтегазонакопления, что необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений, а также при проведении геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ.

В ТПП ярким примером существенного влияния степени трещиноватости коллекторов на эффективность разработки залежи является уникальное Ярегское нефтетитановое месторождение, которое с 1939 года разрабатывается шахтным способом.

Визуальные наблюдения в процессе шахтной разработки залежи показали, что продуктивные песчаники III пласта разбиты многочисленными тектоническими нарушениями, расположенными в среднем через 20-25 м, и густой сетью трещин более мелкого порядка.

Углы падения тектонических трещин и нарушений составляют 60-90°, раскрытость изменяется от долей до нескольких сантиметров. По большинству их вертикальные смещения не превышают 0,2-6 м;

в редких случаях амплитуда смещения достигает 20 м;

более крупные смещения единичны. Для наглядности на рисунке 1 приведены наиболее характерные зарисовки тектонической нарушенности III пласта Ярегского месторождения, заимствованные из работы [3].

Уникальный опыт длительно разрабатываемого шахтным способом Ярегского месторождения показал, что тектоническая трещиноватость пород не только предопределяет продуктивность скважин, но также в значительной степени влияет на результативность применения новых методов и технологий увеличения нефтеотдачи. Специфические фильтрационно-емкостные свойства песчаников III пласта Ярегского месторождения еще в 1941 году привели геологов к выводу о том, что продуктивность скважин в значительной степени зависит от густоты и характера вскрытых трещин, группирующихся в зоны дробления с улучшенными коллекторскими свойствами, а следовательно, с более высокой нефтеотдачей. Начиная с 1941 г., геологами Ярегских нефтешахт ведется систематическое изучение трещиноватости продуктивных пород. Так, еще в 1943 г. проведенный анализ работы скважин нефтешахты №1 показал, что на долю высокодебитных (трещинных) скважин, составляющих 5% от действующего фонда, приходится более 34% объема добычи нефти, в то время как остальные 95% скважин, дренирующих преимущественно матрицу нефтенасыщенных песчаников, дали только 64% добытой нефти (Ф.В. Поливанный, 1943).

Это позволяет подсчитать, что одна высокодебитная (трещинная) скважина в среднем дает в 10 раз больше нефти, чем скважины, дренирующие поровую матрицу коллекторов.

Проведенные исследования трещиноватости продуктивного пласта позволили геологам Ярегской нефтешахты №1 разработать и внедрить в практику эффективную систему бурения подземных скважин на базе метода оценки трещиноватости, названного «структурным анализом». Благодаря этому методу стало возможным не только прогнозировать высокодебитные (трещинные) скважины, но и производить целенаправленное бурение наклоннонаправленных скважин на пересечение тектонических трещин с целью увеличения отборов нефти и повышения нефтеотдачи.

- тектонические нарушения;

- песчаники;

- аргиллитовые пропластки Рисунок 1. Характерные зарисовки тектонической нарушенности III пласта Ярегского месторождения Необходимо подчеркнуть общую неравномерность распределения тектонических нарушений и трещин в пределах Ярегской площади. Обычно они группируются в зоны шириной 10-30 м, в которых встречаются через каждые 4-8 м, причем рядом с крупной трещиной нередко через 0,5-1 м фиксируются субпараллельные сколы. Интервалы между такими зонами, где нарушений и трещин нет, составляют от 50-80м до 150-200м.

Установлено, что многие нарушения и трещины пересекают всю толщину продуктивного пласта и входят в подстилающие пласт метаморфические сланцы. В таких нарушениях амплитуда возрастает с глубиной и по кровле метаморфических сланцев в 2-3 раза больше, чем по кровле III пласта. В процессе разработки месторождения обнаружены также многочисленные тектонические трещины без видимого смещения. Все тектонические нарушения и трещины группируются в две ортогональные системы: взбросы северо западного простирания (320-340°) и сбросы северо-восточного простирания (50-70°).

Описанная трещиноватость III пласта Ярегского месторождения усугубляется глыбовой отдельностью, наглядно проявляющейся в хорошо отсортированных плотных разностях песчаников.

Длительная эксплуатация Ярегских нефтешахт позволила установить, что главными путями фильтрации добываемых и закачиваемых флюидов являются трещины, в то время как основные запасы нефти содержатся в поровой части пласта (матрице). В связи с этим тип продуктивных коллекторов Ярегского месторождения характеризуется как трещиновато поровый.

К сожалению, опыт изучения трещиноватости непосредственно в продуктивных породах при разработке нефтяной залежи шахтным способом, подобно Ярегскому месторождению, является единичным и в своем роде уникальным и не может быть распространен на подавляющее большинство месторождений, которые разрабатываются традиционным способом с поверхности. На таких месторождениях для изучения трещиноватости коллекторов с целью повышения эффективности геологоразведочных работ, точности подсчета запасов, регулирования процесса разработки и грамотного обоснования методов и технологий повышения нефтеотдачи необходимо проводить длительное систематическое изучение природных резервуаров с применением широкого комплекса дорогостоящих геолого геофизических, промысловых, дистанционных и других методов в соответствии с методологией и методическими принципами, детально описанными в работе [1].

Однако ограничение времени разведки залежей в соответствии с лицензионными соглашениями, стадийность проектирования разработки месторождений и необходимость выполнения оговоренных сроков ввода залежей в эксплуатацию, требуют применения экспресс-методов, которые на качественном уровне позволяли бы идентифицировать тип продуктивного коллектора для обоснования рациональных систем разработки. В таких условиях весьма эффективными могут оказаться вероятностно-статистические методы, позволяющие оперативно устанавливать тип и качественную характеристику коллекторов.

Используя методы математической статистики при анализе работы добывающих скважин в процессе разработки залежей, можно определить потенциал изменчивости трещин и свойств матрицы в пределах сложнопостроенных резервуаров [2]. Для диагностирования сложных трещинных коллекторов обычно анализируются два параметра динамики разработки нефтяных залежей – первоначальный дебит скважины (q нач) и накопленная (суммарная) добыча нефти (Qнак). При этом, как было показано Р.А. Нельсоном [4], для чисто трещинных коллекторов графики распределения первоначальных дебитов и накопленной добычи характеризуют изменение интенсивности трещиноватости коллекторов. Естественно, что в таких условиях максимальные дебиты скважин и максимальная добыча нефти наблюдаются в пределах участков наиболее интенсивной трещиноватости. В сложных коллекторах (порово-трещинных, порово-каверново-трещинных и пр.) первоначальный дебит зависит, главным образом, от изменения плотности трещин, тогда как накопленная добыча отражает определенные флуктуации порового пространства матрицы. Было установлено, что для коллекторов порового типа частотные графики распределения q нач и Qнак имеют симметричную куполовидную форму, подчиняясь нормальному закону распределения.


Однако для коллекторов, где природная трещиноватость доминирует в емкостной и фильтрационной составляющей (чисто трещинные коллекторы) или в фильтрационной составляющей (сложные коллекторы), частотные графики q нач и Qнак резко асиметричны. Для примера на рисунке 2 приведен частотный график распределения накопленной добычи нефти по скважинам одного из участков шахтной добычи нефти Ярегского месторождения.

Из представленного графика видно, что большинство скважин этого участка характеризуется относительно низкой суммарной добычей нефти и лишь отдельные скважины (не более 5 % от общего количества) имеют значительно большую накопленную добычу, что является типичным для сложного порово-трещинного коллектора.

Рисунок 2. Частотный график распределения накопленной добычи нефти по скважинам одного из участков шахтной добычи Ярегского нефтяного месторождения В процессе проведения исследований были изучены зависимости между накопленной добычей и первоначальным дебитом скважин для многих разрабатываемых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. При этом для сравнения исследовались разрабатываемые залежи нефти, связанные с карбонатными коллекторами, и залежи нефти в терригенных коллекторах. Результаты исследований представлены в таблице 1.

При сопоставлении зависимостей между начальными дебитами и накопленной добычей скважин в порово-трещинных терригенных и карбонатных коллекторах исследуемых месторождений, где фильтрационные параметры пласта определяются преимущественно трещинами, а емкостная характеристика связана с порами матрицы, наблюдается различная степень корреляционной связи между qнач и Qнак. Коэффициенты детерминации на графиках линейной зависимости между qнач и Qнак для песчаников и алевролитов среднего и верхнего девона изменяются от 0,267 на Северо-Савиноборском нефтяном месторождении до 0,663 на Нижнечутинском нефтяном месторождении. Эти данные свидетельствует о том, что в коллекторах этих месторождений вклад трещин в фильтрационную составляющую коллекторов значительно отличается. Сопоставление коэффициентов детерминации между qнaч и Qнак показывает, что в мелкозернистых низкопроницаемых песчаниках и алевролитах Нижнечутинского месторождения (R2=0,663), расположенного в непосредственной близости от Ярегского месторождения, роль трещин в фильтрации нефти к забоям добывающих скважин более существенна, чем в продуктивных песчаниках Северо-Савиноборского месторождения (R2=0,267). Остальные исследованные месторождения нефти ТПП, связанные с песчаниками среднего и верхнего девона, характеризуются достаточно высокими и близкими значениями коэффициентов детерминации между qнaч и Qнак (0,520-0,589), что позволяет говорить о значительной роли трещин при разработке данных объектов и необходимости учета этого фактора при регулировании процесса разработки, а также обосновании методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока скважин.

Таблица Корреляционные зависимости между q нач и Qнак на месторождениях нефти Тимано Печорской провинции Коэффициент Литологический Название Возраст детерминации состав месторождения продуктивных (R2) продуктивных отложений между Q нак и q пород нач Терригенные коллекторы мелкозернистые Нижнечутинское песчаники и D 3 tm 0, алевролиты Западная залежь Возейского песчаники D2 – D3 0, месторождения Турчаниновское песчаники D2 – D3 0, Харьягинское песчаники D2 – D3 0, Береговое песчаники D2 – D3 0, Пашнинское песчаники D2 – D3 0, Северо-Савиноборское песчаники D3 0, Карбонатные коллекторы Баганское известняки D3 0, Северо-Баганское известняки S1 0, Средне-Макарихинское известняки S1 0, Веякошорское известняки C3 0, Сандивейское известняки C3-Р1 0, Салюкинское известняки С3-Р1 0, Черпаюское известняки D3 0, Сопоставление зависимостей между начальными дебитами и накопленной добычей скважин в сложных порово-трещинных карбонатных коллекторах разрабатываемых месторождений ТПП также показывает различную степень тесноты корреляционной связи между qнач и Qнак. Коэффициенты детерминации, установленные по графикам линейной зависимости между qнач и Qнак, составляют 0,250;

0,590;

0,740;

0,320;

0,230;

0,130, соответственно, для скважин Баганского, Северо-Баганского, Средне-Макарихинского, Веякошорского, Сандивейского, Салюкинского и Черпаюского месторождений. Эти данные свидетельствует о том, что в карбонатных породах этих месторождений роль трещин в фильтрационной составляющей коллекторов хотя и значительна, но также резко отличается.

Например, сопоставление коэффициентов детерминации между qнaч и Qнак показывает, что в нижнесилурийских трещинно-поровых продуктивных известняках Средне-Макарихинского месторождения (R2=0,74) роль трещиноватости при фильтрации нефти в процессе эксплуатации скважин более существенна, чем в сложных карбонатных коллекторах С3-Р возраста Салюкинского нефтяного месторождения (R2=0,130). При этом следует принимать во внимание установленную Р.А. Нельсоном [4] закономерность, что в чисто трещинных коллекторах, где матричной пористости практически нет, значение R2 приближается к 1.

Исходя из этого, можно констатировать, что нижнесилурийские известняки Средне Макаринского месторождения по значению R2 значительно ближе к трещинным коллекторам, чем к поровым. Другая интересная особенность, установленная для карбонатных коллекторов эксплуатируемых месторождений ТПП, это то, что в более древних породах раннесилурийского и позднедевонского возраста коэффициент детерминации между qнaч и Qнак выше, чем в более молодых карбонатных породах позднекаменноугольно-раннепермского времени. Вероятно, это можно объяснить более высокой степенью метаморфизма и уплотнения пород, а также большим количеством циклов тектогенеза, которым подвергались данные породы, что в конечном счете способствовало более интенсивному развитию тектонической трещиноватости в этих породах.

Сопоставление коэффициентов детерминации между qнaч и Qнак, полученных при изучении разрабатываемых залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах, показывает, что терригенные коллекторы в ТПП по интенсивности трещиноватости не уступают карбонатным коллекторам. Это в полной мере должно учитываться при составлении проектов разработки залежей и обосновании методов увеличения нефтеотдачи.

Таким образом, изучение корреляционной зависимости между qнач и Qнак, а также частотных графиков распределения qнaч и Qнак, позволяет оперативно идентифицировать типы коллекторов разрабатываемых месторождений, а также проводить сравнительную оценку роли трещин в фильтрации флюидов с целью выбора и обоснования эффективных геолого-технических мероприятий, методов интенсификации притока и современных технологий повышения нефтеотдачи пласта.

Библиографический список 1. Петухов, А. В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / А. В. Петухов.– Ухта: УГТУ, 2002. – 276 с.

2. Петухов, А. В. Оценка типов коллекторов разрабатываемых месторождений Тимано Печорской нефтегазоносной провинции с использованием методов математической статистики / А. В. Петухов [и др.] // XIV Геологический съезд Республики Коми: материалы;

Т. IV. – Сыктывкар: Геопринт, 2003. – С. 251-252.

3. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров;

под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2007. – 244 с.

4. Nelson, R. A. 2001. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs: Houston, Texas, Gulf Publishing. – 320 p.

УДК 622. Направления и перспективы развития системы налогообложения России в газодобывающей отрасли Шульц Е. В.

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

Газовая отрасль – один из важнейших элементов экономики РФ, от надежной работы которого зависит ее дальнейшее развитие. Россия занимает первое место в мире по запасам природного газа (23% мировых запасов), обеспечивая 25% мировой торговли этим энергоносителем, доминируя как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран Содружества Независимых Государств [1]. В общем объеме потребления газа в странах зарубежной Европы (включая Турцию, но не учитывая страны Содружества Независимых Государств) на российский газ приходится около 30% [1]. Обладая уникальной газотранспортной системой, Россия также играет важную роль в обеспечении поставок центральноазиатского газа в Европу и страны Содружества Независимых Государств.

Практически с момента своего основания и до настоящего времени Газпром субсидирует всю российскую экономику, на 54% ориентированную на потребление газа, продавая газ по фиксированным ценам, которые не обеспечивают даже самоокупаемости такой деятельности [1]. Около 60% газа, производимого Газпромом, идет на внутренний рынок, однако это формирует лишь 25% от суммарной выручки газового концерна [1]. В 2008 г. в структуре источников финансирования капитальных вложений компании, требуемых для поддержания газоснабжения российского рынка, доля чистой прибыли от экспорта оценивалась в 40% при 10%-й доли чистой прибыли, ожидаемой от реализации газа на внутреннем рынке, т.е. только доходы от внешнеэкономической деятельности позволяли Обществу дотировать внутренний рынок и выполнять социальные обязательства, возложенные на него государством [1]. Газпром, который обеспечивает 88 % добычи газа в стране, в 2010 г. планирует довести этот показатель до 571-579 млрд. м3 [1].

Эти объемы соответствуют предусмотренным в Энергетической стратегии России прогнозным показателям на 2020 г.

Однако в настоящее время кардинально меняются условия работы российских производителей газа. Это связано со следующими обстоятельствами. Во-первых, удельный вес месторождений Газпрома с падающей добычей достиг 47 % [1]. Ее поддержание требует увеличения эксплуатационных затрат, связанных с переходом на разработку более глубоко залегающих горизонтов. Во-вторых, новые месторождения газа отличаются сложными горно-геологическими условиями залегания, находятся в труднодоступных районах и на шельфе северных морей. Таким образом, необходимо привлечение дополнительных капитальных вложений в добычу и транспорт газа. Кроме того, себестоимость добычи газа из таких месторождений в 3-5 раз выше, чем из месторождений, разрабатываемых в настоящее время [1]. В-третьих, развитие новых регионов газодобычи, минимизация транзитных рисков при экспорте российского газа, а также диверсификация экспортных маршрутов требуют строительства новых газотранспортных мощностей. В среднесрочном периоде запланирована реализация таких крупномасштабных проектов, как «Северный поток», «Южный поток», «Прикаспийский газопровод», газопровод в рамках проекта «Алтай», имеющих важное стратегическое значение для нашей страны. И в-четвертых, динамика цен на продукцию металлургии и машиностроения, ужесточение экологических требований привели к значительному увеличению расходов на оборудование и услуги при проектировке, строительстве и эксплуатации месторождений газа и газотранспортных систем. В совокупности для осуществления указанных первоочередных задач Газпрому придется увеличить капитальные вложения в 2010 г. в 2,5 раза [1].

Для реализации намеченных инвестиционных и производственных программ, включая программу газификации регионов России, а также для привлечения внешнего финансирования компании требуется формирование гарантированного денежного потока от операционной деятельности на средне- и долгосрочный период [1].

Формирование бюджета России (и в том числе отдельных субъектов федерации) во многом зависит от налоговых поступлений сырьевого комплекса и в первую очередь – от освоения углеводородного сырья. Существующие проблемы в самом комплексе, его влияние на развитие промышленности и становление экономики страны в обозримом будущем определяют постоянное и заинтересованное внимание к налогообложению в этой отрасли [2].

Рассмотрим действующую систему налогообложения в нефтегазовой отрасли.

В соответствии с пятым разделом Закона РФ от 21.02.1992 г. №2395-1 «О недрах» (в ред. от 17.07.2009 г.) при пользовании недрами уплачиваются следующие платежи:

– разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии (бонус);

– регулярные платежи за пользование недрами (ренталс);

– плата за геологическую информацию о недрах;

– сбор за участие в конкурсе (аукционе);

– сбор за выдачу лицензий.

Предприятия, осуществляющие освоение, разработку и эксплуатацию месторождений углеводородного сырья, в соответствии с Налоговым Кодексом Российской Федерации (НКРФ) должны уплачивать следующие налоги:

– налог на добавленную стоимость (18% от выручки от реализации углеводородов на внутреннем рынке);

– налог на имущество (2,2 % от среднегодовой стоимости имущества предприятия);

– налог на доходы физических лиц (13% от доходов физических лиц – работников предприятия);

– налог на прибыль (20% от налогооблагаемой прибыли);

– налог на добычу полезных ископаемых (для газа – 147 р./тыс. м3, для попутного газа – р./тыс. м3, для конденсата – 17,5 % от стоимости добытого конденсата, для нефти – 419 р./т добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с НКРФ).

Следует отметить, что в отношении налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для нефти существует льготное налогообложение. Так, в соответствии со статьей 342 НКРФ при соблюдении определенных условий для месторождений, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации, расположенных полностью или частично в Азовском и Каспийском морях, на территории Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, а также в отношении сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа·с (в пластовых условиях), применяется ставка 0 р./т.

Кроме того, государство получает страховые взносы, производимые предприятиями в соответствии с Федеральным законом от 24.07.2009 г. № 212-ФЗ:

– в Пенсионный фонд РФ – 20 %;

– в Фонд социального страхования РФ – 2,9 %;

– в Федеральный фонд обязательного медицинского страхования – 1,1 %;

– в территориальные фонды обязательного медицинского страхования – 2 %.

Таким образом, в целом плательщики, производящие выплаты и начисляющие иные вознаграждения физлицам, должны перечислить в страховые фонды 26 % взносов за каждого работника с суммы, не превышающей 415 тыс. р., которая исчисляется нарастающим итогом с начала календарного года.

При вывозе углеводородов за пределы Российской Федерации организации обязаны уплачивать государству таможенные пошлины:

– в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 23.12.2006г. № 795 (в ред. от 23.12.2009г.) ставка вывозных таможенных пошлин на газ составляет 30 % от таможенной стоимости;

– в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 16.11.2006 г. № 695 (в ред. от 25.12.2009 г.) ставка вывозных таможенных пошлин на нефть сырую составляет 267 долл./т (на январь 2010 г.). Ставки вывозных таможенных пошлин на нефть сырую устанавливаются Правительством РФ с учетом средней цены на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за последний период мониторинга и вводятся в действие с 1-го числа календарного месяца, следующего за окончанием периода мониторинга. Ставки вывозных таможенных пошлин на нефть сырую не должны превышать размер предельной ставки пошлины, рассчитываемый в соответствии со статьей 3 Закона РФ «О таможенном тарифе» от 21.05. 1993 г. № 5003-1 (в ред. от 28.06.2009 г.).

Концепция налогового законодательства в области недропользования давно является предметом дискуссий и обоснованно критикуется. Основной предмет критики – ярко выраженный фискальный характер, при котором подавляющее преобладание в налогах и платежах бюджетов всех уровней имеют отчисления с объемов добычи, без дифференциации по горно-геологическим, технологическим и географо-экономическим условиям [3].

Очевидно, что действующая налоговая система лишь частично трансформируется и только в области добычи нефти. Следует отметить, что газодобывающая отрасль также нуждается в оптимизации налогообложения. Налоговая система должна быть простой и прозрачной, конкурентоспособной на международном уровне и легко администрируемой, т.е. контролируемой и основанной на имеющихся (легко проверяемых) данных.

Стоит отметить, что выбор системы реализации налогового режима в отношении недропользователей может предъявлять достаточно жесткие требования к ее информационному обеспечению (вплоть до ведения базы данных по каждой эксплуатируемой скважине). Построение информационной системы, адекватно обслуживающей налоговую систему, является достаточно важной и сложной задачей.

Все большее распространение приобретают налоговые системы с гибкими условиями, которые обеспечиваются применением скользящих шкал. Системы со скользящими шкалами используют для того, чтобы обеспечить рост доли государства при росте прибыльности проекта. В некоторых системах гибкость достигается за счет использования прогрессивной шкалы налоговых ставок. В мировой практике регулирования углеводородов ставки специальных (рентных) налогов напрямую зависят от рентабельности добычи или связаны с уровнями производительности скважин, объемами добычи, этапами освоения.

Применение гибких схем взимания специальных налогов особенно важно для освоения трудноизвлекаемых запасов, которые в России составляют значительную долю в общем объеме ресурсов. Горно-геологические условия разработки месторождений и качество запасов значительно различаются между объектами. При единой ставке компании, осваивающие лучшие месторождения, оказываются в более выгодных условиях, получая сверхприбыли. В то же время компании, разрабатывающие менее производительные месторождения, будут малоэффективными.

При взимании налога на добычу необходимо предусмотреть дополнительные регулирующие меры, направленные на стимулирование: добычи из малодебитных, низкорентабельных скважин и месторождений;

восстановления бездействующих скважин;

разработки новых месторождений [4].

В 2007 г. Президентом РФ (Поручение от 15.06.2007 г. № Пр-1134) и Правительством РФ (Поручение от 25.06.2007 г. № ДМ-П9-3060) было поручено проработать вопрос формирования экономически обоснованных изменений НДПИ по газу при сохранении стабильности налогового режима.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 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.