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 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ...»

-- [ Страница 3 ] --

В настоящее время на эксплуатируемых месторождениях Татарстана, находящихся на поздней стадии разработки, успешно решаются задачи обеспечения наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.

Одним из эффективных мероприятий, обеспечивающих активную разработку трудноизвлекаемых запасов в этих условиях, является разукрупнение эксплуатационных объектов с учетом их геолого-технических особенностей и неоднородностей коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств.

Поставленная задача активной разработки трудноизвлекаемых запасов может быть успешно решена только путем:

массового проведения изоляции обводненных пластов эксплуатационного объекта, когда решающим условием обеспечения высокой нефтеотдачи является вывод высокопроницаемых обводненных пластов из разработки и дальнейшее использование скважин для эксплуатации оставшихся невыработанных пластов. При этом одновременно возрастает важность технологий контроля и регулирования процессов разработки, направленных на улучшение выработки водонефтяных зон и слабопроницаемых пластов за счет применения новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

- создания самостоятельных очаговых систем разработки прерывистых пластов, что решается освоением под закачку ранее пробуренных добывающих скважин (очаговое заводнение, перенос нагнетания) и возвратом части скважин, обводненных до предельного значения по основному пласту, а также закачка при высоких давлениях, обеспечивающая приемистость алевролитов.

Очаговое заводнение с одновременным повышением давления нагнетания является основным методом вовлечения в активную разработку запасов нефти в слабопроницаемых пластах и линзах [3]. Опыт начального периода разработки пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения показал, что значительные запасы нефти, сосредоточенные в неоднородных коллекторах, не подвергаются воздействию закачки воды по нагнетательным скважинам разрезающего ряда. Это обуславливается полным или частичным отсутствием гидродинамической связи между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, вследствие того, что часть добывающих скважин вскрывает запасы нефти, содержащиеся в изолированных линзах песчаников, а также в малопродуктивных коллекторах и на участках, удаленных от нагнетательных скважин.

Характерной особенностью коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского, Ново-Елховского и других месторождений Татарии является их линзовидное залегание и образование самых различных по размерам литологических залежей. При линейной системе заводнения они ведут себя как изолированные друг от друга объекты и практически не вырабатываются или вырабатываются неудовлетворительно. Очаговое заводнение для таких гидродинамически изолированных участков является в настоящее время практически единственным и практически основным способом вовлечения подобных запасов в разработку.

Расчеты, проведенные специалистами «ТатНИПИнефть», показывают, что при низком значении коэффициента продуктивности изолированной залежи для достижения высокого коэффициента нефтеотдачи необходимо переходить к интенсивным системам разработки. При этом было установлено [3], что создание интенсивных систем заводнения приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи для малопродуктивных и прерывистых коллекторов и, наоборот, к снижению коэффициента нефтеотдачи для высокопродуктивных коллекторов площадного простирания. При выборе скважин для очаговой разработки в условиях малопродуктивных коллекторов главным следует считать достижение предельно высоких дебитов, что позволяет эффективно выбирать очаговую залежь в относительно короткие сроки.

При проектировании очагового заводнения на каком-либо участке месторождения очень важно правильно выбрать скважину под закачку воды.

Именно от этого в первую очередь будет зависеть эффективность разработки локального участка, величина дебита окружающих скважин, полнота извлечения нефти и как следствие – высокие технико-экономические показатели.

Специальные теоретические исследования и накопленный опыт очагового заводнения при разработке Ромашкинского месторождения [3] показали, что выбор скважин под очаговое заводнение должен осуществляться на основе следующих принципов:

- для вовлечения в активную разработку всех запасов рассматриваемого участка выбираемая под нагнетание воды скважина должна иметь хорошую гидродинамическую связь со всеми добывающими скважинами данного участка, т.е. она должна находится на сравнительно равном расстоянии от всех скважин и в ней должны быть представлены по возможности все продуктивные пласты переводимого под очаговое заводнение объекта;

- выбранная под очаг скважина должна обеспечивать возможность достижения высоких темпов выработки запасов на участке. Для этого она должна быть лучшей по коллекторской характеристике объекта нагнетания;

- очаговые скважины следует размещать таким образом, чтобы не допускать вытеснения нефти в заводненную зону залежи;

- если на участке необходимо ввести в действие две очаговые скважины или более, то для лучшего использования их энергетических возможностей необходимо между двумя зонами нагнетания иметь хотя бы одну добывающую скважину.

Анализ и обобщение фактических данных гидродинамических исследований скважин, а также промысловых экспериментов на Ромашкинском месторождении позволили оценить степень участия неоднородных коллекторов многопластового объекта в его эксплуатации, установить основные причины неполного их охвата процессом заводнения и выработать рекомендации по повышению эффективности их разработки [6].

Анализ профилей притока и приемистости более 1200 скважин Ромашкинского месторождения показал, что в активной разработке не участвуют, как правило, порядка 40-50% перфорированных коллекторов со средними продуктивными характеристиками, составляющими 60-70% соответствующих параметров работающих пластов. Следовательно, коллектора, имеющие относительно низкие, но вполне удовлетворительные характеристики продуктивности при совместной эксплуатации, не участвуют в разработке. Исследования показали, что с увеличением мощности продуктивного объекта, относительный его охват выработкой по толщине соответственно уменьшается. При этом было установлено, что доля работающих пластов в добывающих скважинах меньше, чем в нагнетательных, что обуславливается несоответствием (как правило – превышением) расстояний между зонами отбора и закачки в малопроницаемых коллекторах.

При заводнении неоднородных коллекторов одним из главных факторов вовлечения всех составляющих их пластов в активную разработку является освоение их под закачку в нагнетательных скважинах.

Анализ результатов исследования возможных причин отсутствия приемистости достаточно продуктивных, но относительно малопроницаемых в объекте совместной закачки пластов Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений позволил установить следующие основные особенности технологического процесса [5]:

- увеличение числа принимающих воду пластов составляющих от 50 до 80% от всего числа перфорированных интервалов происходит при росте давления закачки на устье нагнетательных скважин в пределах от 5-7,5Мпа до 20-25 МПа;

- работающая толщина пластов по данным измерения глубинными расходомерами увеличивается от 40 до 65%, а в целом по горизонту Д1 – от до 50% перфорированной мощности и практически стабилизируется на этом уровне.

Важной задачей успешного применения методов заводнения в неоднородных коллекторах является создание в продуктивном пласте благоприятных условий по использованию энергии пластовых и закачиваемых вод для вытеснения нефти [1].

Результаты проведенного анализа разработки Ромашкинского, Ново Елховского и других месторождений Татарстана заводнением и применяемых при этом геолого-технических мероприятий по ограничению движения вод в пластах и притока их в скважины показали, что значительная часть пластовых и закачиваемых вод непроизводительно фильтруется в продуктивном пласте и не поступает в скважины по следующим причинам:

- непроизводительная фильтрация воды в пласте начинается уже на начальных стадиях разработки месторождений вследствие низкого качества крепи скважины и неудовлетворительного разобщения продуктивных пластов, что приводит к преждевременному прорыву пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины и, как следствие, к снижению пластового давления;

- повышение пластовых давлений за счет нагнетания воды приводит не только к интенсификации добычи нефти, но и к резкому обводнению добываемой продукции как пластовой, так и закачиваемой водой, вызванного увеличением объемов воды, непроизводительно фильтрующихся по пласту;

- на поздней стадии разработки месторождений, для которой характерно образование обширных высокопроницаемых промытых зон, несмотря на увеличение объема закачки, эффективность методов заводнения резко снижается и при достижении величины коэффициента извлечения нефти порядка 0,3-0,5 дальнейший отбор нефти практически завершается, в этих условиях оказываются неэффективными или малоэффективными известные методы заводнения с добавками ПАВ, полимеров и других реагентов, основанные на изменении свойств вытесняющей жидкости (воды).

Последнее обстоятельство указывает на ограниченную возможность этих методов заводнения при максимальных объемах закачки вследствие непроизводительной фильтрации технологической жидкости в продуктивном пласте.

Все вышеизложенное позволяет рекомендовать для оптимизации режима вытеснения нефти при очаговом заводнении неоднородных, гидродинамически изолированных залежей нефти поэтапный подход, сущность которого заключается в следующем:

- первый этап решения этой проблемы должен начинаться в первую очередь со строительства скважин, конструкция которых должна обеспечивать качественное разобщение продуктивных пластов и надежную изоляцию заколонного пространства;

- второй этап включает в себя своевременное и системное проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) в добывающих скважинах старого фонда вплоть до отключения высокообводненных пластов с целью ограничения водопритоков на всех стадиях разработки месторождения. Своевременное системное проведение РИР с применением гипана на Ромашкинском месторождении в 1970-1982 гг. позволило извлечь дополнительно более 5 млн т. нефти, а с применением в качестве стимулятора нефтесернокислотной смеси - еще дополнительно 6,3 млн т.

- третий этап совершенствования методов заводнения основывается на ограничении непроизводительной фильтрации закачиваемых вод в пласте повышением фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора. Это приводит к снижению степени неоднородности пласта по подвижности жидкостей, ограничению движения воды по промытым зонам и увеличению охвата пласта воздействием за счет подключения в разработку менее проницаемых пропластков.

Для решения этой проблемы в 80-е годы был разработан новый принцип получения водоизолирующих материалов непосредственно в пластовых условиях на основе флоккулирующих свойств полимеров относительно дисперсных частиц горных пород – так называемые полимердисперсные системы (ПДС). Это позволило обеспечить добычу дополнительной нефти без введения новых мощностей, необходимых как на закачку воды, так и на добычу жидкостей, что обеспечивает энергосберегающий характер предлагаемой технологии.

Работы по дальнейшему развитию и совершенствованию этой технологии были затем направлены на повышение эффективности их применения на основе регулирования свойств разнообразных модификаций ПДС с применением различных химреагентов в зависимости от физико-химических условий разработки и режимов заводнения конкретной залежи.

Дальнейшее совершенствование системы заводнения на поздней стадии разработки месторождений предусматривает также применение циклического метода закачки, основанного на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа [8]. При обычной технологии заводнения реальных пластов, характеризующихся сложным геологическим строением, значительная часть запасов нефти в низкопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается не охваченной вытеснением нагнетаемой водой. В подобных геологических условиях периодическое создание неустановшегося состояния, иначе говоря, попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамического давления, создает в нефтяном пласте условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные зоны и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования. Циклический метод заводнения тем эффективнее, чем неоднороднее пласт и, следовательно, чем выше его остаточная нефтенасыщенность после применения режима обычного заводнения. Этот метод эффективен и в сравнительно однородных пластах, содержащих вязкую нефть. На месторождениях Татарстана накоплен большой опыт применения технологий циклического заводнения на объектах с различными геолого-физическими условиями и системами разработки. При этом, исходя из технических и технологических возможностей, применяют различные модификации циклического воздействия, (нестационарного) сущность которых коротко заключается в следующем:

активное - попеременное прекращение закачки воды по группам скважин подряд и целых рядов скважин (КНС) в различных вариациях с продолжительностью периода полуциклов от 10-30 суток до 1-6 месяцев, а также прекращение закачки воды на более длительное время (до 1 года);

- пассивное - временная остановка части нагнетательных скважин в различных вариациях или временное уменьшение объемов закачки воды путем попеременного прекращения нагнетания воды круглогодично или в теплое время года по скважинам, группируемым через одну, с продолжительностью полуциклов от 10-30 суток до 1-6 месяцев и круглогодичного попеременного уменьшения закачки воды по группам скважин или целых рядов скважин с продолжительностью полуциклов от 10-30 суток до 1-6 месяцев.

В качестве объектов, на которых проводилось целенаправленное и систематическое внедрение циклического заводнения, выбирались терригенные отложения девона Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Азнакаевской площадей залежи № 12 бобриковского горизонта и карбонатные отложения залежи № 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения.

Опыт применения указанных различных вариантов циклического заводнения показал, что со временем оно становится менее эффективным. На отдельных участках месторождения начинает даже расти обводненность продукции. Анализ показал, что в некоторых случаях остаются неохваченными воздействием закачки низкопроницаемые уплотненные коллектора.

При существующей системе отбора жидкости и закачки воды, даже при изменении направлений фильтрационных потоков, не всегда удается изменить линии тока от нагнетательных к добывающим скважинам, ранее установившиеся взаимовлияние которых сохраняется стабильно во времени.

Не достигается также выравнивание пластового давления по разрезу, хотя меняется направления воздействия, т.е. происходит преимущественная передача давлений по более проницаемым зонам коллекторов даже при противоположных знаках закачки.

С целью дальнейшего совершенствования и использования возможностей циклического заводнения на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях в было начато внедрение нестационарного заводнения, 1989г.

предусматривающего работу в чередующемся (импульсном) режиме и последующую остановку добывающих и нагнетательных скважин в пределах, выбранных под воздействие площадей (участков). При применении этого режима в период закачки в работе находятся только нагнетательные скважины, за счет чего в пласте создается запас упругой энергии, т.к. пластовое давление в течение определенного времени постепенно возрастает. На следующем этапе в эксплуатацию вводятся добывающие скважины, а нагнетательные останавливаются, и начинается расход накопленной упругой пластовой энергии. Приток жидкости при этом происходит не только по линиям гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, которые обычно бывают высокообводненными, но также за счет притока нефти из ранее не дренируемых зон продуктивного пласта. Это позволяет охватить разработкой низкопроницаемые зоны пласта, которые при стационарном или циклическом заводнениях, как правило, не вырабатываются.

По предлагаемой методике практически исключается передача давления на объект разработки даже через зоны слияния пластов, т.к. в период отбора жидкости закачка полностью приостановлена.

По оценке результатов применения различных вариантов нестационарного заводнения установлена их технологическая и экономическая эффективность, количественным и качественным выражением которой являются рост добычи нефти, снижение отбора воды и ограничение непроизводительной и малоэффективной закачки воды по сравнению со стационарным режимом нагнетания.

Опыт применения нестационарного режима нагнетания на различных объектах разработки Татарстана показал, что для каждого типа коллектора (песчаник или алевролит) должна быть разработана самостоятельная система заводнения с оптимальными параметрами технологического процесса (продолжительность цикла, давление нагнетания и т.д.), адоптированными к каждому конкретному случаю.

Подводя итоги вышесказанному, необходимо отметить, что важнейшим элементом комплексной системы разработки является экономически и технологически обоснованная методика выделения эксплуатационных объектов [5]. При этом исходя из предшествующего опыта разработки и проведенных исследований наиболее часто применяются следующие критерии выбора:

- объединяемые в один эксплуатационный объект пласты должны быть представлены, как правило, одним типом коллектора и незначительно различаться по литолого-физическим свойствам. Их проницаемость не должна отличаться более чем в 2-3 раза;

- различие залежей по вязкости насыщающих их нефтей не должно препятствовать внедрению эффективного метода воздействия на нефтяные пласты в данных горно-технологических условиях;

- на месторождениях с преимущественным совпадением залежей в плане в единый эксплуатационный объект объединяются пласты и горизонты одного этажа нефтеносности, разрабатываемые на одном режиме эксплуатации;

- необходимо наличие зонально-выдержанных пачек непроницаемых пород, разделяющих продуктивные объекты разработки;

- формирование выделяемых под разработку объектов в комплексе с проектируемыми методами воздействия, как правило, должно обеспечивать рентабельность их разбуривания по самостоятельной сетке скважин;

- в многопластовом эксплуатационном объекте, имеющем в своем составе малопродуктивные и глинистые пласты, должно быть предусмотрено раздельное воздействие на каждый их них.

Рациональное выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях согласно вышеприведенным критериям позволяет повысить коэффициенты нефтеизвлечения на 5-10%.

Еще одним не менее важным элементом комплексной системы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти является плотность сетки скважин и их взаимное размещение для создания градиентов давления, достаточных для эффективной выработки запасов в соответствии с типом коллекторов и физико-химическими свойствами нефти.

К вышесказанному следует добавить, что для получения необходимого эффекта от применения любого МУН (метода увеличения нефтеотдачи) требуется более плотная сетка скважин, чем при традиционном методе заводнения [4].

Проведение специальных экспериментальных работ по выработке запасов нефти из малопродуктивных и глинистых коллекторов показало, что при расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, равными эти коллекторы включаются в эксплуатацию при определенных 300-400м, условиях. Выделение их в самостоятельный объект разработки и одновременное использование в качестве вытесняющего агента высокоминерализованный воды позволяют повысить темпы отбора в 1,5-3 раза и более.

Дальнейшее развитие систем заводнения на месторождениях Татарстана должно осуществляться путем дополнительного разрезания на блоки крупных объектов, широкого применения очагового заводнения, оптимизации давлений нагнетания до значений, при которых обеспечиваются максимальный охват заводнением и высокие темпы разработки. При разработке месторождений вязких нефтей вода закачивается в водоносные «окна» внутри залежей, при разработке месторождений, приуроченных к карбонатным породам, под нагнетание выбираются скважины, расположенные на участках с ограниченной гидродинамической связью, с водоносной частью пласта и в зонах с наименьшей трещиноватостью.

На поздней стадии разработки многопластового нефтяного объекта, сложенного прерывистыми пластами, для повышения нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов заводнением формируется замкнутая система воздействия. Она предполагает освоение новых и перевод под нагнетание добывающих скважин по мере их обводнения по основному пласту вдоль периметра участка, образованного скважинами с максимальным числом вскрытых продуктивных пластов.

Важная роль в процессе разработки трудноизвлекаемых запасов из сложнопостроенных коллекторов принадлежит строительству наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных стволов, качественному закачиванию скважин и методам воздействия на призабойную зону пласта.

В заключении необходимо отметить, что практический опыт применения высокоэффективной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов за предыдущий период позволил повысить темпы их выработки до 3-5% в год при высоком (до 30-40%) коэффициенте нефтеизвлечения. Системный и планомерный подход к решению этой проблемы может дать в ближайшие годы не менее впечатляющие результаты, основанные на комплексном использовании всех современных методов воздействия, включая очаговое заводнение, нестационарную и циклическую систему закачки с одновременным обработкой ПЗП с помощью различных МУН, наряду с обеспечением эффективной изоляции водопроводящих каналов с помощью ПДС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Хисамов Р.С. Технологические основы совершенствования методов заводнения на поздней стадии разработки месторождений с применением физико-химических методов ПНП: труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. Ч.2.- Альметьевск, 2000-С.121-131.

2. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х. и др. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии.- Казань: Тат.кн.из-во, 1978.-120 с.

3. Кемелава Т.Ф. Очаговое заводнение нефтяных пластов.- Казань:

Тат.кн.из-во, 1980.- 88 с.

4. Щелкачев В.Н. Анализ и выводы из сопоставления разработки месторождений Ромашкинского и Прудо Бэй. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-М., 1994.- №3- С.33- 5. Муслимов Р.Х. и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. – 1996.-№6 -С.23-25.

6. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарии на поздней стадии: сборник научных трудов / Под редакцией Р.Х.Муслимова.- Альметьевск, 1981.-122 с.

7. Хисамов Р.С. и др. Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений Татарстана: труды всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. Ч.1.- Альметьевск, 2000.-С.78-81.

8. Муслимов Р.Х. и др. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана.

Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М., 1993.- №8 С.31-37.

УДК: 622.276.001. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ОСНОВЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ (ИССУ) А.Ю. Гуторов, А.А. Шакиров (НГДУ “Заинскнефть» ОАО «Татнефть», «Геоинформтехнология») Научно-технический прогресс ХХI века характеризуется все более возрастающей ролью информационного обеспечения технологических процессов, и от того, в какой степени она затронет нефтегазодобывающую отрасль, зависят темпы успешного развития топливно-энергетического комплекса России.

В докладе бывшего министра топлива и энергетики России РФ В.И.Калюжного «Об основных положениях энергетической стратегии России на период до года», сделанном на Втором Конгрессе нефтепромышленников РФ в г.Уфе, было отмечено, что одним из приоритетов региональной энергетической политики должна стать разработка и внедрение наукоемких технологий, обеспечивающих ускоренное техническое перевооружение действующих и создание новых объектов энергетики, а в качестве одного из основных направлений научно-технической политики использование отечественных научно-технических достижений и производственного потенциала ВПК России [1].

В том же докладе было отмечено, что «…. в нефтяной промышленности РФ происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Основные нефтегазовые провинции – Западная Сибирь и Урало-Поволжье – вышли на позднюю стадию разработки, характеризующуюся падающей добычей.

Выработка запасов на действующих месторождениях указанных регионов достигла 53% и более. Доля трудноизвлекаемых запасов к настоящему времени составляет 65-70% и продолжает неуклонно расти… В этих условиях в течение всей рассматриваемой перспективы (до 2020 г) самой актуальной задачей остается повышение коэффициента извлечения нефти….»

В ряде отдельных регионов Урало-Поволжья, к которым в первую очередь относится Республика Татарстан, ценой значительных усилий в последние годы удалось не только стабилизировать добычу, но даже получить ее некоторый прирост. Однако ряд специалистов отмечают [2], что дальнейшая стабилизация добычи на достигнутом к 2003 году в Республике Татарстан уровне является чрезвычайно сложной задачей из-за поздней стадии разработки основных месторождений, резкого ухудшения структуры остаточных запасов (доля трудноизвлекаемых запасов достигла 75%) от недостатка финансовых ресурсов для модернизации производства и освоения новых месторождений.

При этом все отмечают резкое возрастание роли методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) для повышения КИН в этих условиях. Была проведена оценка перспективы применения физико-химических технологий МУН и ОПЗ на всех месторождениях Республики Татарстан, которая является в этом деле безусловным лидером нефтедобывающих регионов России. Для оценки их эффективности было предложено использование статистических методов анализа в комплексе с гидродинамическим моделированием, обеспечивающим локализацию остаточных запасов нефти. На основе использования компьютерных моделей, отражающих распределение остаточных запасов для различных объектов нефтедобычи, была разработана методика обоснованного выбора МУН.

Проблема повышения эффективности применения МУН в значительной степени связана с обоснованным использованием постояннодействующих геолого-технических моделей разработки месторождений на стадии как подбора технологий воздействия, так и их внедрения. При этом в определенных условиях на разных участках месторождения могут применятся различные технологии, обеспечивающие «адресное» воздействие на соответствующие зоны пласта. В работе [3] отмечается значительная роль применения третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако по мнению ее авторов часто имеют место неточные оценки дополнительной добычи нефти за счет МУН, одной из причин которых является определение технологического эффекта по отдельным скважинам без учета их взаимного влияния (интерференции).

Следующим условием увеличения добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является использование новых высокоэффективных технологических средств и технологии испытания пластов, интенсификации притока нефти и освоения скважин после бурения и капитального ремонта [4]. Эффективное применение их возможно только с учетом наличия всего многообразия информации о состоянии прискважинной зоны пластов на всех этапах строительства и эксплуатации скважин, а также о геолого-промысловой эффективности ранее применявшихся для решения этих задач технических средств и технологий.

Одновременно с вышеуказанными при эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки возникают сложные проблемы как технологического, так и технического характера, являющиеся следствием особенностей предшествующего периода разработки. Одной из них является длительная эксплуатация скважин на всех месторождениях с применением интенсивных систем разработки, сопровождаемая закачкой больших объемов агрессивных сточных вод, приводящая к преждевременному физическому износу как конструкций скважин, как и добывного оборудования, а также применение различных ПАВ и других отмывающих химреагентов, снижающих проницаемость порового пространства в ПЗП («скин-фактор») ив межскважинном пространстве («пьезопроводность»).

Для анализа текущего состояния разработки конкретного месторождения применяется, как правило, комплекс контрольных исследований скважин, включающий гидродинамические, геофизические и физико-химические методы исследования [5], которые в свою очередь подразделяются по времени проведения на разовые (до и после геолого-технических мероприятий ГТМ) и систематические (в процессе эксплуатации), а по месту проведения – проводимые на устье скважины (или с помощью ГЗУ – групповых замерных установок) и на ее забое (глубинными приборами).

Рассмотрим, как на самом деле обстоят дела по каждому виду контрольных исследований:

- Фактическое число контрольных замеров дебита и число замеров обводненности, как правило, соответствует требуемому, оговоренному в обязательном регламенте. Вопрос заключается в достижении при замерах необходимой точности измерений. При заданных значениях допустимой погрешности и периодичности измерений дебита на ГЗУ охват фонда контрольными замерами является, как правило, минимальным и обеспечивается только при правильном проведении измерений по каждой скважине в отдельности. Проведение подобных измерений установками типа «АСМА», предназначенных для прямого измерения массы жидкости, имеет существенные недостатки, обусловленные сложностью их конструкции, высокой стоимостью и значительными эксплуатационными затратами [6].

Практика показывает, что качество отбираемых проб для определения степени обводненности добываемой продукции является, как правило, недостаточным, хотя на их основе принимаются такие важные решения, как отключение скважин и временный или постоянный вывод их из эксплуатации.

Комплекс гидродинамических исследований включает - (ГДИ) регистрацию кривых КВД, индикаторных кривых, кривых гидропрослушивания скважин, замеры пластовых и забойных давлений, а комплекс ГИС – контроля – снятие профилей притока или поглощения, отбивку ВНК, выделение негерметичностей колонны либо заколонного пространства.

Как правило, перечисленные виды исследований выполняются в различных сочетаниях, включая промыслово-геофизические методы и методы определения технического состояния скважин и используются для решения следующих наиболее важных задач разработки по скважинам и продуктивному пласту: отключение обводненного пласта;

ремонтно-восстановительные работы (ликвидация нарушений колонны и межпластовых перетоков);

оценка степени выработки пластов в наблюдательных скважинах, обсаженных в интервале продуктивного горизонта стальными и стеклопластиковыми неметаллическими трубами – хвостовиками;

анализа результатов обработки призабойных зон скважин и воздействия на продуктивные пласты для увеличения нефтеотдачи.

При этом необходимо подчеркнуть, что при контрольных исследованиях важно обеспечить равномерно–площадное размещение замеров на месторождении, чтобы каждая эксплуатационная скважина охватывалась всем комплексом измерений с периодичностью, оговоренной регламентирующими документами. Важно также обеспечить проведение контроля за объектом разработки (месторождение, залежь) путем равномерного охвата измерениями всей его площади и характерных зон независимо от способа эксплуатации, конструкции и технического состояния скважины.

Разработанная учеными Казанского госуниверситета под руководством профессора Н.Н.Непримерова автоматизированная система контроля и управления выработкой продуктивных пластов в целях обеспечения максимального извлечения оставшихся целиков нефти в заводненных зонах нефтяных месторождений основана именно на дифференцированном геолого промысловом анализе, представляющем собой детальное исследование геофизических и гидродинамических параметров скважин и межскважинного пространства, зарегистрированных в течение всей истории разработки эксплуатационных объектов [7]. Своевременное получение полной текущей информации по объекту разработки позволяет непрерывно уточнять изменения емкостных характеристик коллектора и производить перерасчет запасов как по отдельным пластам, так и по залежи в целом. В соответствии с ними строятся контурные карты геологических и дренируемых запасов по каждой скважине в отдельности.

При выборе скважин для проведения обработок с целью интенсификации добычи нефти, а также для оценки эффективности МУН и ОПЗ должен (согласно [8]) применятся метод оценки «скин-фактора» и пьезопроводности пласта. Определяемые по данным гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах они позволяют точно оценить изменение во времени фильтрационных характеристик как призабойной зоны скважины, так и удаленной (межскважинной) зоны пласта.

Ряд авторов [9] в последнее время обращают внимание на установленные ими процессы релаксации (т.е. регенерации) запасов нефти на старых месторождениях, которые находятся на поздней, завершающей стадии эксплуатации. С их точки зрения необходимо установить постоянный инструментальный контроль за этими процессами через опорные наблюдательные скважины, расположенные на предполагаемых путях миграции углеводородов от природных резервуаров к объектам их аккумуляции, т.е. ловушкам.

Последняя редакция закона «О недрах» вводит жесткие санкции против недропользователей, которые нарушают лицензионные соглашения в отношении превышения разрешенных ежегодных квот добычи нефти и газа.

Однако региональные организации, представляющие интересы Министерства природных ресурсов РФ, в нефтедобывающих регионах не располагают необходимыми средствами инструментального контроля за количеством отбираемых из недр углеводородов, а проводят контрольные мероприятия в основном по квартальным и годовым отчетам недропользователей, достоверность которых не всегда заслуживает доверия, особенно в современных условиях, когда стремление получить сверхприбыль в условиях роста цен на нефть на международном рынке часто подталкивает к искажению реальных показателей нефтедобычи. Более того, в лицензионных соглашениях часто оговариваются не только квоты ежегодной добычи, но также режимы эксплуатации продуктивных коллекторов с указанием допустимых значений депрессии на пласт и уровня обводненности добываемой продукции, что проверить без наличия независимого (государственного) инструментального контроля практически невозможно, что, безусловно, создает благоприятные предпосылки недропользователям безнаказанно нарушать лицензионные соглашения.

Все вышеизложенное позволяет установить следующие недостатки существующей системы контроля за разработкой:

1 Данные о режимах эксплуатации носят в основном случайный, эпизодический характер.

2 Существующий инструментальный контроль за режимами разработки методами ГИС не обеспечивает своевременного получения достоверной и точной информации о контролируемых объектах.

3 Применение современных методов контроля за разработкой с помощью кабельной геофизики отличается высокой трудоемкостью и аварийностью.

4 С внедрением строительства многоствольных скважин сложного профиля и технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов трудности инструментального контроля за разработкой существенно возрастают.

5 Системы инструментального контроля за разработкой большей частью работают в сервисном режиме путем обслуживания нефтедобывающих предприятий геофизическими службами в соответствии с субподрядными договорами, что не всегда способствует их ответственности и заинтересованности перед заказчиком за конечный результат.

6 Отсутствие единой корпоративной системы контроля и пополнения текущей базы данных, с одной стороны, усложняет их своевременное использование в качестве управляющего фактора для корректировки технологий разработки, а с другой, – затрудняет объективный контроль со стороны государственных контролирующих органов за соблюдением недропользователями условий лицензионных соглашений по эксплуатации конкретных месторождений.

Таким образом, на поздней стадии разработки огромную важность приобретает не только проведение различных видов плановых геофизических и гидродинамических исследований путем равномерного охвата всей площади залежи с определяемой различными регламентами [10] периодичностью замеров, но также необходимость выборочных (дополнительных) замеров и исследований для уточнения изменений гидрогеологической обстановки и ФЕС на отдельных объектах эксплуатации.

Все это вместе взятое создает предпосылки для перехода в перспективе от пассивных к активным методам управления процессами нефтегазодобычи, что даст со временем возможность регулировать гидродинамические и фазовые процессы в ПЗП в реальном масштабе времени. Эта проблема становится вполне актуальной в связи с неконтролируемыми процессами, протекающими в объектах разработки и приводящими к прорывам языков воды к скважинам, фазовым изменениям пластового флюида, неравномерному продвижению водонефтяного контакта и контура заводнения и создающими трудности для обоснованного выбора применяемых для повышения нефтеотдачи МУН и ОПЗ при КРС и ПРС.

Задача обеспечения непрерывного контроля за объектом разработки путем равномерного охвата всей продуктивной площади гидродинамическими и геофизическими исследованиями может решаться в настоящее время двумя путями.

Первый путь – традиционный, который подразумевает создание на основе имеющегося фонда опорной (контрольной) сетки скважин. Однако этот путь не является оптимальным, т.к. имеет ряд существенных недостатков, которые сводят на нет некоторые его преимущества [5].

Одним из его недостатков являются влияние конструктивных особенностей скважин (наличие НКТ, значительный зенитный угол и т.п.), которые не только затрудняют спуск глубинных геофизических приборов на забой по межтрубью, но часто приводят к возникновению аварийных ситуаций из-за захлестывания кабеля вокруг НКТ.

Другим его недостатком является невозможность проведения исследований во всех контрольных (опорных) скважинах за относительно ограниченный период времени из-за влияния сезонных условий на подъездные пути к объектам исследований.

Третьим его недостатком является возможность проведения некоторых исследований только после подъема скважинного оборудования (отбивка ВНК, профиль притока или приемистости и т.п.), которое осуществляется при постановке бригад КРС и ПРС. Следствием этого обстоятельства является фактически бессистемный характер исследований, который не обеспечивает необходимой полноты и своевременности получения необходимой геолого промысловой информации, характеризующей состояние объекта исследований в конкретный момент времени.

Вторым путем обеспечения непрерывного контроля за объектами разработки является создание информационной системы мониторинга, т.е.

системы непрерывного поступления необходимых данных от объектов контроля (эксплуатационных и нагнетательных скважин) в реальном масштабе времени с целью их последующей обработки, анализа и принятия управляющих решений. Однако в этом случае возникает сложная проблема обработки и осмысления больших потоков информации, которые оказываются непосильными для их адекватного восприятия человеком.

Это вызывает необходимость применения таких систем управления производственно-технологическими процессами, в которых роль человека сводится только к общему контролю и заданию основных параметров объекта управления. Системы управления, способные к устойчивому поведению в условиях поступления большого объема и значительной неопределенности используемой информации, так называемые интеллектуальные системы управления (ИСУ), в зависимости от степени интеллектуальности могут обрабатывать значительные потоки информации, обучаться и вырабатывать управляющие решения [12].

Наиболее важное значение ИСУ приобретают на опасных технологических производствах, характеризующихся большим количеством слабо связанных между собой технологических параметров. К ним в первую очередь относятся атомные электростанции и космические орбитальные системы, управление которыми часто происходит в условиях неопределенности и непредсказуемости поступающей информации, что невозможно выполнить без применения сложных программ обработки для выработки оптимальных управляющих решений.

Технология добычи на нефтяных месторождениях имеет дело с не менее сложными и опасными объектами, поскольку также происходит в условиях большой непредсказуемости и значительной неопределенности поступающей информации, с помощью которой надо не только оптимизировать добычу нефти, но также максимально уменьшить техногенную нагрузку на окружающую среду.

Таким образом, мы находимся на стадии признания необходимости управления объектами нефтедобычи (скважиной, системой скважин, пластом, залежью, площадью, месторождением), обладающими сложной, неопределенной динамикой поведения, недостаточно изученными условиями функционирования и непредсказуемым изменением параметров. В этих условиях наиболее верным и эффективным способом управления разработкой сложнопостроенных залежей и месторождений являются интеллектуальные скважинные системы управления (ИССУ), ориентированные на системно открытые объекты с автоматической выработкой управляющих решений на основе сформированных и накопленных внутри управляющей системы знаний.

Именно интеллектуальные скважинные системы управления (ИССУ) смогут обеспечить необходимый информационно-технологический уровень разработки месторождений на поздней стадии их эксплуатации. В настоящее время управление разработкой месторождений напоминает стремление получить максимально желаемый результат на основе использования крайне сомнительных данных. Особенность использования ИССУ заключается в том, что ее эффективность целиком определяется степенью достоверности и точности исходных данных.

Безусловно, основой ИССУ должны стать «интеллектуальные скважины», оснащенные соответствующей системой высокоточных первичных преобразователей и исполнительных механизмов [12]. Построенные на их основе так называемые адаптивные ИССУ обладают способностью приспосабливаться к изменяющимся внешним условиям и улучшать свою работу по мере накопления опыта при выполнении повторяющихся стандартных операций.

За рубежом одной из успешно внедряемых технологий бурения многозабойных скважин является система «интеллигентного» закачивания скважин, которое предусматривает механизированный способ добычи с беспроводной связью с поверхностью. В данных системах реализована установка глубинных датчиков для измерения давления, температуры и потоков на забое, позволяющая выполнить дистанционное управление забойными штуцерами с целью контроля за притоками пластовых флюидов из каждого продуктивного пласта [12]. Одной из новых технологий, используемых в этих системах, является установка на забое оптико-волоконных датчиков температуры, применяемых корпорацией BPAmoco PLC на месторождении Wytch Farm (Англия) для непрерывного контроля за изменениями температуры в процессе эксплуатации. Эти датчики позволяют измерять температуру на забое с шагом в 1м, а весь процесс измерений занимает около 15 минут.

Значения температуры, измеренные по высоте продуктивного интервала, коррелируются затем с зонами ожидаемых заколонных притоков.

В работе [11] авторами было отмечено, что современные волоконно оптические датчики (ВОД) позволяют измерять практически все основные физические параметры и способны заменить все традиционные сенсоры. Кроме того, они обладают значительными преимуществами перед другими информационно-измерительными системами за счет высокой помехозащищенности от электромагнитных полей, отсутствия электрических цепей в каналах измерения и передачи данных, высокой стойкости к вредным воздействиям окружающей среды, малой массы и размеров, небольшого электропотребления и низкой стоимости.

В волоконно-оптических измерительных системах (ВОИС) объектом физического воздействия и носителем информации является свет, распространяющийся по кварцевому оптическому волокну. Не менее важной с точки зрения экономической целесообразности применения волоконно оптической измерительной системы является единая технология изготовления датчиков и информационных линий. В настоящее время в рамках федеральной целевой программы поддержка интеграции высшего «Государственная образования и фундаментальной науки» в Московской геологоразведочной академии совместно с Институтом физики Земли и Институтом проблем комплексного освоения недр РАН создан центр коллективного пользования «Геофизические измерительные системы на основе волоконно-оптических технологий». Его целями являются разработка новых типов ВОД для геофизических исследований, адаптации существующих волоконно-оптических разработок к проблемам геологии и подготовка специалистов в этой области.

Однако наряду с вышеотмеченными достоинствами ВОИС они имеют один существенный недостаток, связанный с обязательным использованием кабеля, наличие которого усложняет исследование скважин и управление режимом их эксплуатации.

В работе [13] предложен иной вариант интеллектуальной скважинной измерительной системы, который включает информационный бескабельный канал связи с внешней поверхностью, компьютерно-томографический комплекс скважинного контроля фазового состава и объемного расхода газоводонефтяных потоков, модули зондирования околоскважинного и межскважинного пространства на основе использования отдельных конструктивных элементов эксплуатационной колонны.

Бескабельная эксплуатационная телеметрическая система (БЭТС) передает на поверхность информацию по электромагнитному каналу связи.

Между обсадными трубами эксплуатационной колонны в интервале планируемых исследований устанавливается электрический разделитель.

Скважинный измерительный модуль, работающий от автономного источника питания, преобразует сигналы, полученные от глубинных датчиков, и передает их в виде электромагнитного сигнала в горную породу. Наземное оборудование (антенна), расположенное вблизи скважины, принимает и обрабатывает информацию, полученную от глубинного передатчика.

Функциональные возможности эксплуатационных скважин можно расширить за счет придания им новых качеств. Например, конструктивные элементы предложенной интеллектуальной скважины могут выполнять функции не только передающего устройства, но и измерительных систем, с помощью которых можно проводить процесс исследования околоскважинного пространства с последующей передачей полученной информации на поверхность, не останавливая процесс эксплуатации. Способ добычи углеводородов интеллектуальной скважиной, позволяющий получать гидродинамическую и геофизическую информацию в процессе ее эксплуатации, в реальном масштабе времени при помощи конструктивных элементов эксплуатационной колонны в комплексе с вычислительной системой, связанной с базами данных, дает основание отнести такую скважину к разряду интеллектуальных систем управления.

Таким образом, предлагаемая БЭТС может со временем стать не только основой современной технологии строительства интеллектуальных скважин, оснащенных информационно-измерительной системой контроля и управления процессами их эксплуатации в реальном масштабе времени, но также основным инструментальным средством создания корпоративной системы мониторинга разработки нефтегазовых месторождений в реальном масштабе времени.

Потребность в интеллектуальных скважинах неуклонно возрастает по мере увеличения объемов выработки запасов углеводородов на малых месторождениях и месторождениях на поздней стадии разработки [13].

Интеллектуальные скважины уже в ближайшее время существенно повлияют на развитие нефтяной промышленности, приведут к созданию принципиально новых технологий строительства и эксплуатации объектов нефтедобычи, повысят экономическую эффективность и экологическое обеспечение разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

Описанные технические решения находятся сейчас на разных стадиях разработки и внедрения и уже в следующем десятилетии ХХI века могут найти не только широкое практическое применении в нефтегазодобывающей промышленности, но также произвести в технологии нефтедобычи настоящий революционный переворот, который существенно повлияет на темпы ее развития в ближайшей и далекой перспективе, особенно в России.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020г.:

(доклад министра топлива и энергетики Р.Ф.Калюжного на II конгрессе нефтепромышленников в г.Уфе) // Нефтяное хозяйство.-2000.-№5.-С. 3-9.

2. Ибатуллин Р.Р., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2002.-№5.-С.74-76.

3. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов:

состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство.- 2001.-№4.-С.38-40.

4. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечении технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 2001.-№11.-С.46-54.

5. Лозин Е.В., Тимашев Э.М. и др. Регламентирование геолого-промысловых, гидродинамических и геофизических исследований для контроля разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2001.-№12.-С.60-64.

6. Чудин В.И. и др. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство.- 2000.-№5.-С.51-54.


7. Пат. 2099513 Российская Федерация. Способ выработки нефтяного пласта / Непримеров Н.Н., Гаврилов А.Г., Панарин А.Т. и др.-№ 2099513.

8. Шагиев Р.Г., Шагиев Р.Р. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок // Нефтяное хозяйство.- 2002.-№5.-С.108-109.

9. Кашик А.С., Билибин С.И., Лисовский Н.Н. О полноте нефтеизвлечения при добыче углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра.- Москва, 2005.-С.27-32.

и этапность выполнения геофизических, 10.Комплексирование гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газовых месторождений: РД 153-39.0-109-01.- М.: Минэнерго РФ, 2002.

11. Гришачев В.В., Брюховецкий О.С. и др. Волоконно-оптические измерительные системы для интеллектуальных скважин // Нефтяное хозяйство.- 2003.-№1.-С.86-87.

12. Байков Н.М. Разработка новых технологий для повышения эффективности добычи углеводородного сырья // Нефтяное хозяйство.- 2003.-№1.-С.106-108.

13. Кульчинский В.В. Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. 2002.-№2.-С.95-97.

УДК: 550. НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ГЕОЭЛЕКТРИКИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО И НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ А.Г.Дьяконова, П.Ф.Астафьев, А.Д.Коноплин (Институт геофизики УрО РАН, Екатеринбург) Введение Перспектива оценки влияния флюидного фактора на процессы, происходящие в литосфере, стала реальностью благодаря появлению современной цифровой аппаратуры и соответствующего программно методического обеспечения в электромагнитных методах, позволяющих изучить распределение электропроводности горных пород () в широком интервале глубин (десятки метров – сотни километров). Являясь важным физическим параметром, наряду с вещественным составом пород характеризует и реологические свойства среды. Она избирательно реагирует на те процессы, которые происходят или происходили в прошлом на различных глубинных уровнях. В верхних частях коры обусловлена движением ионов в растворах.

Поэтому зоны повышенной проницаемости и трещиноватости (разломы) на глубинах, где породы хрупко реагируют на тектонические воздействия, а флюид находится под гидростатическим давлением, будут существенно отражаться на. По мере увеличения глубины и переходе влаги в химически связанную, электропроводность тесным образом связана с температурой и давлением.

Известно, что при температуре выше критической, которая для пресной воды равна 3740С, а для водных растворов 400-4500С, исчезают различия физических свойств жидкости и пара. Вода в таком надкритическом состоянии обладает более низкой плотностью и вязкостью, что улучшает ее миграционную способность. Имеются предположения, что надкритические растворы обладают высокой проникающей способностью и могут мигрировать по тончайшим трещинам.

Постановка задачи Данную работу следует рассматривать как попытку обнаружения возможных структурно-тектонических связей между размещением нефтяных месторождений и миграцией высокотемпературных флюидов и газовой составляющей из глубоких горизонтов литосферы. Объектом исследования стали два крупных месторождения углеводородного сырья – Ромашкинское и Ново-Елховское, расположенные в пределах Южно-Татарского свода. Эта территория хорошо изучена в геолого-геофизическом плане. Здесь имеются две глубокие скважины 20000 (Миннибаевская) и 20009 (Ново-Елховская), вскрывшие древний фундамент платформы на глубине более чем на 3 км.

Работы выполнялись нами в два этапа. На первом этапе (2000 г.) отрабатывалась методика измерений различными комплектами аппаратуры и внедрялся новый подход, позволяющий получать полную информацию о геоэлектрическом разрезе. Такие исследования проведены по Альметьевскому профилю (рисунок 1). На втором этапе работ подобные исследования выполнены в течение 2001 г. на татарской части профиля “Гранит”. Протяженность трассы составила 165 км.

Перед началом работ мы располагали некоторыми сведениями о величине удельного электрического сопротивления осадочного чехла территории Татарстана по данным метода становления поля [1], а также о кристаллических породах фундамента по данным каротажа сверхглубоких скважин 20000 и [2].

Суммируя эти результаты, по величине удельного электрического сопротивления все горные породы изучаемой территории Татарстана подразделяются грубо на два комплекса:

- высокоомные породы фундамента (интрузивные, эффузивно-осадочные, метаморфические), сопротивление которых изменяется в пределах от 1000 до Ом.м для малоизмененных разностей и до сотен Ом.м для метаморфических образований. В породах с присутствием магнитных минералов наблюдается существенное уменьшение сопротивления до 1 - Ом.м. Такой же порядок сопротивлений отмечается в кавернозных участках скважин, что свидетельствует о тектонической нарушенности среды;

- перекрывающие кристаллический фундамент Восточно –Европейской платформы осадочные образования мощностью свыше 1,5 км сложены согласно [1] 6 переслаивающимися между собой толщами (таблица 1).

А – Альметьевский профиль (2000 г.), Б – отрезок сейсмопрофиля «Гранит»

(2001 г.);

1 – региональные сейсмопрофили;

2 – проницаемые зоны по данным ДФМ интерпретации сейсмопрофилей;

3– изолинии магнитного поля;

4– пункты электромагнитных зондирований;

5–глубокие скважины;

месторождения углеводородного сырья;

6 – Ромашкинское, 7 – Ново-Елховское, 8 - прочие Рисунок 1 - Схема расположения пунктов электромагнитных зондирований на Южно-Татарском своде Из приведенной таблицы видно, что наблюдаются различия в оценках сопротивления, определяемых по данным ЗСДЗ, ВЭЗ и электрокаротажем.

Кроме того, в верхней карбонатно – терригенной толще обнаружены пласты с высоким сопротивлением до 2000 Ом.м, которые являются экраном для метода ВЭЗ, ограничивая его глубинность первыми сотнями метров.

Таблица Наименование толщ Средние удельные электрические №№ сопротивления (Ом.м) п/п по данным каро- поданным зондирова тажа и ВЭЗ ний становлением поля Верхняя терригенная 1 20 (ВЭЗ) Верхняя карбонатно 2 80 терригенная (станд.каротаж) Средняя терригенная 3 1 (БКЗ) Нижняя карбонатная 150 (станд.каротаж) 4 Нижняя терригенная 5 3 (БКЗ) 1, Рифей-вендская 6 - терригенная Приведенные сведения являются важными, однако они не позволяют проследить связь флюидонасыщенности среды с особенностями геолого тектонического строения консолидированной части земной коры. Такие задачи под силу методам глубинной геоэлектрики, в том числе основанным на использовании вариаций электромагнитного поля естественного происхождения магнитотеллурическим. Рассмотрим результаты электромагнитных – исследований на профиле “Гранит”.

Методика проведения работ Измерения проведены в 30 пунктах, 25 из которых расположены непосредственно на профиле, а 5 – в районе Альметьевской магнитной аномалии (рис.1). Шаг наблюдений варьировал от 3 до 10 км, что связано со специфическими условиями Татарстана: наличие промышленных помех, обусловленных линиями электропередач, нефтегазопроводами, пунктами откачки нефтепродуктов, хорошо развитой сетью проезжих дорог с интенсивным движением и др. Учитывая вышеизложенное, приходилось предъявлять жесткие требования к выбору площадок для проведения зондирований – избегать крутых склонов при раскладке проводов для измерения электрических составляющих поля, отходить от дорог на расстояние свыше 250 м, от линий электропередач не менее, чем на 500-1000 м. То же самое относится и к газо- и нефтепроводам в тех местах, где их удавалось обнаружить.

Привязка пунктов на местности осуществлялась с помощью системы геопозиционирования «Магеллан». Перепад рельефа по профилю составлял приблизительно 200 м.

При проведении региональных исследований применялся комплекс электроразведочных методов: ИЭМЗ индукционное зондирование с – локальным источником магнитный диполь) и МТЗ (вертикальный – магнитотеллурическое зондирование с естественным источником поля.

Выполнение данных исследований стало возможным благодаря аппаратурно методическим разработкам, осуществленным в Институте геофизики в последние годы (МЧЗ-11, МТЦ-01 и “Гроза”), а также приобретением широкополосной измерительно-вычислительной системы фирмы GPU- “МЕТРОНИКС”, в связи с чем появились реальные перспективы индуктивной электроразведки при решении широкого круга задач, обусловленных как изучением тонкой структуры особенностей геоэлектрического разреза при региональных работах, так и в связи с поисками и разведкой рудных и углеводородных месторождений полезных ископаемых. В методах с естественным источником поля измерялись все пять компонент (Ex, Ey,Hx,Hy,Hz), а в методе ИЭМЗ – только магнитные компоненты (Hr и Hz). Оси измерительных установок ориентировались по магнитному меридиану (X-на север) и широте (Y- на восток), ось Z – вниз. Длина приемных линий для измерения электрических составляющих поля составляла 100м, в методе ИЭМЗ разнос установки (расстояние от центра генераторной рамки до приемника) 50м. Экспериментальные исследования выполнены в течение августа-сентября 2001 года, когда геомагнитная активность была достаточно интенсивной.

Обработка полевых данных Станция GPU – 06 имеет программное обеспечение “MAPROS”, позволяющее проводить обработку полученных записей магнитотеллурического поля и непосредственно в полевых условиях проводить оценку полученных результатов. Программа обработки использует стандартные приёмы обработки магнитотеллурических данных. Выполняется спектральный анализ записей с использованием быстрого преобразования Фурье, вычисление взаимных и собственных спектров поля и вычисление передаточных функций. Результатом обработки являются кривые кажущегося удельного электрического сопротивления, абсолютные значения и аргументы основных и дополнительных компонент тензора магнитотеллурического импеданса, абсолютные значения и аргументы отношения вертикальной и горизонтальной компонент магнитного поля, когерентности поля. Программа обработки позволяет регулировать параметры обработки (число точек быстрого преобразования Фурье, способ накопления), подавлять импульсные помехи и использовать ручную отбраковку записей поля. Обработка может быть включена во время регистрации поля, что позволяет получать сразу предварительные результаты определения кажущегося сопротивления и фазовых соотношений.


Процедура обработки данных измерения цифровой станции МТЦ- построена по традиционной схеме. Сначала путем узкополосной фильтрации проводится вычисление взаимных и собственных спектральных плотностей. Для этого временной ряд (запись поля) преобразуется путем свёртки отдельных сегментов записи с функцией фильтра в ряд, представляющий собой зависимость спектра от времени.

N s (t) = E (i + t / t) g (i), i = где s (t) – функция спектра от времени, E(i) – дискретный временной ряд, g (i) – дискретная функция фильтра, t – текущее время, t – интервал дискретизации, N – количество отчетов. Функция фильтра вычисляется как g(t) = a2 exp (a t2 + 2 j t), где a – коэффициент, определяющий полосу пропускания фильтра, j = 1 мнимая единица. Полоса пропускания фильтра выбирается таким образом, чтобы в её пределах спектр поля не изменялся значительно. Расстояние между точками, где вычисляется спектр, равно примерно четвертой части периода, выделяемой частоты. Затем вычисляется взаимная спектральная плотность как ковариация двух функций M Sxy = sx(i) sy*(i), i = где Sxy – взаимная спектральная плотность каналов x и y, sx и sy* соответственно текущий спектр канала x и комплексно сопряжённый текущий спектр канала y. По значениям спектральных плотностей определяются значения тензора импеданса как Zxx Zxy Sexex * Sexey * Shxex * Shxey * Zyx Zyy = Seyex * Seyey * Shyex * Shyey * и адмитанса Yxx Yxy Shxhx * Shxhy * Sexhx * Sexhy * Yyx Yyy = Shyhx * Shyhy * Seyhx * Seyhy * Величина расхождения между вычисленным импедансом (Z) и матрицей, мультипликативно обратной адмитансу (Y)-1, является критерием оценки качества результата, и если она не превышает определённого значения (5%), то за окончательный результат принимается среднее между (Z) и (Y)-1, а если превышает, то результат на этой частоте отбраковывается. В течение 2001 года проведены лабораторные и полевые испытания МТЦ – 01 в 25 пунктах, расположенных в различных геологических условиях. В таблице 2 показана динамика изменения чувствительности станции в течение одного месяца полевых работ.

Тестирование разработанной аппаратуры осуществлялось в пункте, расположенном на Восточно-Европейской платформе, где на расстоянии около 500 м одновременно регистрировались вариации поля с помощью станции МТЦ –01 и измерительно-вычислительной системы фирмы «METRONIX». В результате обработки полученной информации построены кривые кажущегося сопротивления для меридионального (х) и широтного (у) направлений.

Анализ материалов показал, что результаты обработки, полученные в среднепериодном диапазоне обоих комплектов аппаратуры, сопоставимы друг с другом, следовательно, станция МТЦ – 01 может успешно использоваться в практике работ. Ее отличает надежность и необходимая точность измерений.

Таблица Дата Калибровочные коэффициенты Hx Hy Hz Ey Ex 30.07.2001 422.888 552.871 704.811 3636.36 6136. 03.08.2001 442.606 613.529 740.713 3649.73 6116. 05.08.2001 433.125 556.904 695.429 3664.23 6165. 06.08.2001 434.488 539.937 704.312 3585.76 5993. 10.08.2001 428.618 531.899 647.508 3594.72 5957. 13.08.2001 442.139 582.507 693.311 3645.39 6143. 14.08.2001 433.297 558.879 719.616 3619.82 6027. 16.08.2001 414.162 541.825 691.354 3631.31 6081. 21.08.2001 414.451 575.048 670.388 3649.25 6097. 23.08.2001 419.667 506.079 637.349 3601.63 6016. 26.08.2001 447.076 580.647 738.024 3641.63 6141. 29.08.2001 419.713 624.741 647.728 3598.28 6035. Среднеквадр.

отклонение,% 1,07383 2,50787 5,73429 4,75706 0, Анализ и интерпретация результатов МТЗ Результаты камеральной обработки полученных материалов позволили построить синтезированные амплитудные кривые кажущегося электрического сопротивления (x, у) для меридионально (Х) и широтной (У) поляризации поля, для сглаживания которых использовалась программа mts2Plot, разработанная М.Ю.Смирновым Программа предназначена для [3].

визуализации МТ-данных их обработки редактирование, (объединение, сглаживание) с использованием робастных процедур. Эти кривые являются основным интерпретационным материалом. В каждом пункте зондирования были построены импедансные полярные диаграммы на различных частотах, позволяющие получить характеристику о степени геоэлектрической неоднородности среды. Для примера на рисунке 2,а приведены диаграммы главного (Zxy) и дополнительного (Zxx) импедансов – типичные для высокочастотного и среднепериодного диапазонов МТ-поля. В первом приближении, как видно из приведенного рисунка, геоэлектрическую среду возможно рассматривать как двумерно-неоднородную, хотя имеются материалы на отдельных участках профиля, свидетельствующие о горизонтально-слоистой среде. Здесь диаграммы главного импеданса имеют округлую форму, а дополнительный импеданс относительно мал. Вращение диаграмм связано с наличием в разрезе проводящих объектов (тектонические нарушения, границы раздела с резким изменением и др.). Большинство полярных диаграмм, по крайней мере для среднепериодного диапазона, показывает, что региональное направление теллурического тока – субмеридиональное, что совпадает с нашими данными по Восточно Европейской платформе и Предуральскому краевому прогибу. Для количественной интерпретации татарского участка профиля «Гранит» нами были выбраны субмеридиональные кривые Х, на которых лучше проявляется аномальный эффект от узких проводящих зон.

Вопрос интерпретации результатов геоэлектрики в многослойных средах в силу влияния принципа эквивалентности достаточно деликатный. Нами разработан многоэтапный подход, сущность которого сводится к следующему.

Вначале с использованием различных сервисных программ строятся альтернативные варианты моделей, основанные на решении обратной задачи в горизонтально-слоистой среде. Это стартовые варианты. Они показывают, как отражаются региональные и локальные особенности геоэлектрической среды на той или иной поляризации теллурического поля. На второй стадии при построении геоэлектрических моделей используется аппарат численного моделирования в двумерно-неоднородной среде, где учитывается взаимное влияние локальных аномалиеобразующих эффектов друг на друга. Однако с увеличением размерности среды теряются те мелкие особенности геоэлектрического разреза, которые присутствуют в 1-D частных моделях и могут использоваться как в научных, так и в поисково-разведочных целях. На данной стадии исследований построены альтернативные варианты 1-D инверсных моделей по программам Л.Н. Пороховой, Э.Б. Файнберга и А.А. Бобачева, любезно предоставленные нам в пользование.

а – полярные диаграммы главного (Zxy) и дополнительного (Zxx) для высокочастотного - 1 Гц (1) и низкочастотного -0.01 Гц (2) диапазонов по профилю наблюдений;

б – геоэлектрический разрез верхней части коры (по вертикали – линейный масштаб);

в – глубинный геоэлектрический разрез.

Жирной линией на разрезах показана поверхность древнего фундамента по данным бурения;

точками помечены пункты комплексных электромагнитных зондирований. 1-2 – изолинии, соответствующие значениям избыточной плотности (по данным гравиразведки) – 1 – положительным, 2 – отрицательным. Вершины треугольников направлены в сторону уменьшения плотности Рисунок 2 -Результаты электромагнитных зондирований по профилю “Гранит” Разница между ними заключается в том, что в программе Л.Н. Пороховой осуществляется автоматизированный подход к определению параметров геоэлектрического разреза исходя из предположения о градиентном изменении сопротивления с глубиной. В программах Э.Б. Файнберга и А.А. Бобачева допускается вмешательство оператора в процесс (интерактивный подход), при этом рассматриваются горизонтально-слоистые разрезы. Анализ результатов интерпретации по этим программам показывает, что они дополняют друг друга.

Невязка автоматизированного подхода Л.Н.Пороховой) в (программа большинстве случаев (кривые в тт. 1-2, 3-4, 5,6,7-8, 9-11,12,14,15,16,18,19,27 28,21-22у,23-24) составляет порядка 1%, реже 5%. Исключение составляют кривые в тт. 10,17,13,25-26, где она увеличивается до 10%. Анализ полученных материалов показывает следующее:

1 Наблюдается отчетливая унаследованность геоэлектрического строения осадочного чехла с глубинной частью разреза.

2 Получены оценки удельного электрического сопротивления осадочного чехла в северной части Татарского свода, отражающие современную флюидную обстановку в пределах Ромашкинской и Ново-Елховской площадей (рисунок 2,б).

3 Геоэлектрический разрез так называемой “консолидированной” части литосферы в целом отличается аномально низкими значениями удельного сопротивления по сравнению с “нормальным” для Восточно-Европейской платформы (статья в настоящем сборнике), что свидетельствует о значительной переработке литосферы. Коровый проводящий слой прослеживается фрагментарно в диапазоне глубин 1030 км. В т.19 (Ново-Елховское месторождение, скв. 20009) наблюдается его связь с тектоническим нарушением (рисунок 2,б). Предварительно можно сделать заключение о пространственной связи между нефтеносными площадями и коровым проводящим слоем. Версия о существовании связи между формированием нефтяных месторождений и высокотемпературными газофлюидными смесями получена по геотермическим данным Н.Н.Христофоровой и др. [4]. Выполненный ими мониторинг в доступных стволах скважин Татарского свода, включая скв. 20009, показал, что “ … в определенных пластах фундамента постоянно действуют процессы конвективного тепло – массопереноса, а именно, - движение флюида в разуплотненных зонах и существования постоянного подтока (миграции) газа с больших глубин”. Расчеты изменения температуры с глубиной, выполненные В.А.Щаповым с учетом зависимости теплопроводности горных пород от температуры и давления на соответствующих глубинах, теплогенерации литосферы и обобщения материалов собственных исследований по скважинам Ново-Елховской (20009), Кольской (СГ-3), Уральской (СГ-4) и Тюменской (СГ 6) дают основание полагать, что изотермы критических температур для водных растворов будут наблюдаться в рассматриваемом регионе на глубинах 20-30 км.

Это позволяет увязать природу корового проводника с фазовыми переходами пара в жидкость.

4 Главная структурно-тектоническая особенность интерпретационных моделей связана с Ромашкинским месторождением, площадь которого в верхней части разреза выделяется как сводовое высокоомное поднятие, ограниченное с двух сторон относительно ослабленными по краям грабенообразными зонами с величиной = 50-200 Ом.м. К центральной части месторождения приурочен глубинный субвертикальный разлом с аномально высокой проводимостью (1000 См). Корни разлома прослеживаются вплоть до астеносферного проводника на глубине порядка 100 км (рис.2,в), природу которого мы увязываем с зоной частичного расплавления вещества. Учитывая значительную переработку фундамента, что хорошо проявляется в моделях, наличие глубинного разлома – все это в совокупности свидетельствует о том, что в геологическом прошлом в периоды тектонической активизации область развития глубинного разлома, к которому приурочена Альметьевская магнитная аномалия могла являться проницаемой зоной для [5], высокотемпературных геотерм, способствующих образованию магнетита в результате диафтореза по метабазитам и дальнейшем гидротермальном метасоматозе. Возможно, этот процесс продолжается и в настоящее время.

Анализ данных гравиметрии Результаты электромагнитных зондирований дополняются и подтверждаются гравиметрической съемкой масштаба 1:200000. Обратная задача решена с использованием алгоритма, в котором учтена фрактальная структура объекта – связь между средней плотностью пород и объемом, для которого получено это осреднение [6]. За счет наличия трещиноватости различного масштаба наблюдается уменьшение средней плотности с увеличением рассматриваемых призматических призм. На рисунке 2,в жирными линиями выделены границы двух областей разуплотнения: на пикетах от 10 км до 80-90 км (западная зона) и от 110 км до 135 км (восточная зона).

Прослеживается следующая закономерность – низкоомные зоны (по данным МТЗ) отмечаются пониженной плотностью (по данным гравимитрии), а высокоомные зоны отмечаются повышенной плотностью. Однако низкоомная зона, обнаруживаемая на глубинах от 8 до 40 км на пикетах от 85-100 км, попадает в область высокой плотности и не вписывается в общую закономерность. Отклонения от вышеуказанной закономерности наблюдаются для достаточно узкой зоны между пикетами 70-100 км. Это может быть связано с ограниченными поперечными размерами объекта и его насыщенностью магнетитом, поскольку зона характеризуется наличием аномалий магнитного поля интенсивностью до 1500-2000 nT. Кроме того, связь указанной аномальной зоны с месторождением-гигантом, каковым является Ромашкинское (вместе с Елховским) месторождение нефти позволяет предполагать наличие генетической общности этих двух неординарных явлений [7]. Указанная зона требует дополнительного детального изучения геофизическими методами, включая МТЗ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В процессе региональных электромагнитных исследований, направленных на изучение электрических свойств пород фундамента, мы не ставили перед собой цели детального изучения осадочного чехла в связи с перспективностью отдельных его участков на поиски углеводородного сырья. Эта область специальных исследований по густой сети наблюдений поля. Однако полученные результаты, возможно, позволят по-новому взглянуть на формирование залежей, что представляет практический и научный интерес.

Естественно, что геоэлектрические модели, построенные по одному геотраверсу ограниченной протяженности, скорее всего, демонстрируют возможности геоэлектрики нового поколения, но не исчерпывают способности решения широкого класса задач, связанных с региональной или с поисковой тематикой. Нам представляется важным проведение детальных исследований Альметьевской магнитной аномалии, напрямую связанной с глубинным разломом. Возможно, что именно этот объект является ключевым, раскрывающим природу уникального Ромашкинского месторождения.

Работы проведены при поддержке РФФИ (проект № 01-05-65190).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Боронин И.П., Степанов В.П., Гольштейн Б.Л. Геофизическое изучение кристаллического фундамента Татарии.- Казань: Изд-во Казанского Университета, 1982.- 200 с.

2 Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности. –Казань: Дента, 1996.- 487 с.

3 Семенов В.Ю. Обработка данных магнитотеллурического зондирования. М.: Недра, 1985. - С. 28-29.

4 Христофорова Н.Н., Христофоров А.В., Муслимов Р.Х. Температура и тепловой поток в гранито-гнейсовом слое земной коры (по результатам экспериментальных измерений в скважинах Татарского свода). – Казань: Хэтер, 2000. -С. 2-11.

5 Писецкий В.Б., Кормильцев В.В., Хасанов Р.Р. О возможной генетической связи Альметьевской магнитной аномалии с механизмом нефтенакопления ЮТС // Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ:

Международная научно-практическая конференция.- Казань: Изд. КГУ, 2001. С. 228-230.

6 Утёмов Э.В. Трехмерные модели фрактальных геологических сред в обратных задачах гравиразведки // Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей: Сб. трудов 29 сессии междун. семинара им. Д.Г. Успенского.- Екатеринбург, 2002- С. 44-50.

7 Трофимов В.А., Нургалиев Д.К. Геофизические методы исследований кристаллического фундамента Татарстана: основные достижения и новые задачи // Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ:

Тезисы докладов международной научно-практической конференции.- Казань:

Изд-во Казанского ун-та, 2001.- С. 252-256.

УДК 338:550. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ МОДУЛЯ «АСИМ»

О.Ф.Ермоленко, И.Г.Рубанова, А.А. Шакиров (ЗАО «Запсибгазкомплект», ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа»

«Геоинформтехнология») Эффективность разработки нефтяных месторождений, особенно на последних стадиях их разработки, настоятельно требует постоянного и непрерывного контроля основных технологических показателей разработки.

Поэтому возникает необходимость в получении непрерывной информации о режиме работы всего фонда скважин данного месторождения с целью своевременного принятия того или иного технологического решения. С этой целью можно использовать автономный скважинный информационно измерительный модуль который позволяет передавать на («АСИМ»), поверхность текущие данные о режиме эксплуатации скважин, оборудованных ШГН. Применение этого модуля обусловлено рядом его преимуществ:

1 Возможность проведения гидродинамических исследований (ГДИ) в скважинах без подъема НКТ.

2 Исключение необходимости проведения геофизических исследований скважин (ГИС) по межтрубью.

Ниже приводится оценочный расчет экономической эффективности применения модуля «АСИМ» и его окупаемости. Расчеты проводились на примере скважин, оборудованных ШГН, одного из месторождений объединения АНК «Башнефть».

Из скважин, оборудованных ШГН, рентабельные и 85 44 нерентабельная. Стоимость геофизических исследований, а именно:

термометрии, барометрии, расходометрии и влагометрии - согласно сметно финансового расчета составляет 30 тыс.руб. на одну скважину. Стоимость минимального комплекса гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений представлена в таблице 1. Расчеты гидродинамических исследований (ГДИ) приведены в двух вариантах: 1) согласно РД 153-39.0-109-01;

2) по фактическому количеству замеров рассматриваемых показателей.

В связи с отсутствием фактических данных по количеству определения кривой восстановления давления (КВД) фактическое количество исследований принято согласно РД. Результаты расчетов стоимости ГДИ по факту и РД на одну скважину приведены в таблице 2.

Таблица 1 - Минимальный комплекс ГДИ Виды исследований № Категории и виды Текущая промысловая Гидродинамические исследования информация п/п скважин Дебит Обводнен Рпл Рз Метод КВД жидкости ность 1 2 3 4 5 6 Действующие добывающие, 1 420 420 1309 456 3471, оборудованные ШГН, руб Частота 2 раза в 2 раза в 1 раз в 1 раз в 1 раз в 6 месяцев исследований (РД) месяц месяц 3 мес. месяц Таблица 2 - Стоимость гидродинамических исследований Стоимость определения Стоимость ГДИ за год, № п/п Показатели одного параметра, руб руб РД по факту РД по факту 1 2 3 4 5 1 Qж 840 2 940 10 080 35 Обводненность 2 840 2 940 10 080 35 Рпл 3 1 309 1 570,8 5 236 6 283, Рз 4 456 547,2 5472 6 566, КВД 5 9 471,21 9 471,21 18 942,42 18 942, Итого 49 810,42 102 352, Геофизические исследования скважин согласно РД на скважинах достаточной изученности залежи, стадии возможного сокращения объемов, проводится с процентом охвата 3-5%, что составляет в среднем 732 руб. в год суммарно на одну скважину.

При внедрении модуля АСИМ экономия затрат на каждую скважину в сутки составляет: по РД -143,58 руб., по факту – 292,85 руб.

I Проводим анализ нерентабельного фонда скважин (таблица 3).



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 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.