ООО «Тюменский нефтяной научный центр» – 15 …...ООО...

ООО «Тюменский нефтяной научный центр» – 15 лет!

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА

10 Сафонов В.Г., Зервандо К.Ю.

Развитие геолого-разведочного проекта

в Уватском районе на юге Западной Сибири

14 Иванюк В.В., Лебедев М.В., Шаповалов М.Ю.

Опыт интерпретации сейсмических данных

Верхнечонского месторождения как основа

постоянно действующей модели

20 Янкова Н.В., Копысова И.А.

Особенности сейсмогеологической модели

сложнопостроенной залежи Русского

месторождения

25 Щетинина Н.В., Ященко С.А., Хабаров А.В.

Создание пилотного петрофизического проекта

и использование современных подходов

в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

30 Щетинина Н.В., Гильманов Я.И., Анурьев Д.А.,

Бусуек Е.С. История развития петрофизической

модели верхнечонского горизонта

39 Мальшаков А.В., Ошняков И.О.

Основы петрофизической модели

Русского месторождения

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯМиловидов В.Д.(главный редактор) Аржиловский А.ВБайков В.А.Басыров М.А.Васильев В.В.Гончаров И.В.Давыдова Е.А.Закиров И.С.Исмагилов А.Ф.Корнеева Г.А.Кузнецов А.М.Малышев Н.А.Мальшаков А.В.Петровский М.А.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Тыщенко В.А.Финагенов О.М.Якимов С.Б.

По решению ВАК Минобрнауки России включен в «Перечень российских рецензируемых научных журналов, в которых должны быть опубликованы основные научныерезультаты диссертаций на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук» (редакция 17.06.2011 г.).Включен в Российский индекс научного цитирования.

СЕКРЕТАРИАТХлебникова М.Э. (ответственныйсекретарь редакционной коллегии)Мамлеева Л.А.

Сдано в набор 14.08.2015Подписано в печать 11.09.2015Тираж 1000 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2015

Зарегистрирован Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охранекультурного наследия01.06.2007 г. ПИ № ФС77-28481

При перепечатке материалов ссылка на«Научно�технический вестник ОАО «НК «Роснефть» обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО»115998, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1

www.oil-industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

3−2015 [июль−сентябрь]Выпуск 40

При оформлении номера использованыфотографии ОАО «НК «Роснефть»

ООО «ТННЦ » – 15 ЛЕТ

5 Аржиловский А.В.

ТННЦ сегодня и завтра: крупные проекты

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

46 Киселев А.Н., Бучинский С.В.,

Юшков А.Ю., Белов И.И.,

Нигматуллин Ф.Н., Муртазин Р.М.,

Исламов Р.Р., Суртаев В.Н.,

Лознюк О.А.

Опытно-промышленная разработка

туронской газовой залежи

Харампурского месторождения

50 Кармазин М.С., Юшков А.Ю.,

Бучинский С.В.

Оптимизация добычи газа

на морских месторождениях

на основе интегрированной модели

53 Песоцкий С.А., Перовский Д.А.

Анализ неопределенностей

и оценка рисков по технологическим

показателям разработки

перспективных залежей и площадей

60 Шиляев А.П., Закиркин В.А.

Опыт разбуривания Усть-Тегусского

месторождения в условиях

высокой неопределенности

геологического строения

64 Иванцов Н.Н., Гильдерман А.А.,

Гордеев А.О., Гайдуков Л.А.

Перспективы вовлечения в разработку

тонких подгазовых оторочек

высоковязкой нефти

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ

73 Мамонова Е.Ю., Косолапов О.А., Леванов В.М.

Организация дистанционного обучения медицинского персонала

здравпунктов стандартам экстренной медицинской помощи

на догоспитальном этапе

78 Гилаев Г.Г., Гладунов О.В., Исмагилов А.Ф., Гришагин А.В.,

Гуров А.Н., Каверин А.А.

Оптимизация состава сооружений как элемент управления

затратами при обустройстве нефтяных месторождений

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

81 Михайлов В.Г., Волков М.Г., Жонин А.В.

Разработка алгоритмов повышения эффективности добычи

нефти электроцентробежными насосами в условиях

ограничения потребляемой электроэнергии

85 Якимов С.Б.

О возможностях оптимизации классов износоустойчивости

электроцентробежных насосов на месторождениях

ПАО «Оренбургнефть»

ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

93 Тарасов П.А., Павлов В.А., Кравченко А.Е., Мамедов Т.Э.,

Лившиц Б.Р., Зильбер В.С.

Подходы к оценке затрат на вывоз нефти танкерами ледового

класса с месторождений арктического шельфа

100 Рефераты

ООО «ТННЦ» – 15 ЛЕТ!

53’2015 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ТННЦ сегодня и завтра: крупные проекты

Введение Тюменский нефтяной научный центр был создан в

2000 г. как региональное научное подразделение

ОАО «Тюменская Нефтяная компания», специализирую-

щееся на решении основных задач геологоразведки и

проектирования разработки месторождений. Ключевы-

ми вехами развития ТННЦ стали решения о создании

кернохранилища и лабораторного центра, принятии

стратегии обеспечения комплексного научного сопро-

вождения «зрелых» месторождений, формировании

новой стратегии сопровождения крупных проектов, соз-

дании блоков инноваций и технологий. Сопровождение

крупных проектов в ООО «ТННЦ» стало наиболее значи-

мым и успешным направлением, уже сейчас позволяю-

щим обобщать основные принципы и лучшие практики.

Всего ТННЦ ведет пять крупных проектов: Уватский,

Большехетский и Верхнечонский, газовый «РОСПАН ИН-

ТЕРНЕШНЛ» и Русское месторождение.

Основными особенностями сопровождения крупных

проектов являются создание долгосрочного плана из-

учения с выделением ключевых этапов и рисков; орга-

низация мультифункциональных групп, закрепляемых

на постоянной основе за проектами; обеспечение по-

стоянного взаимодействия с недропользователями и

управляющим центром компании; накопление всех

знаний в одном месте; привлечение экспертов различ-

ного профиля; регулярное рассмотрение ключевых ре-

зультатов и оценка изменений. Для каждой стадии

развития крупных проектов применяется своя тактика

изучения, минимизации рисков, прогноза и расчета

эффективности.

Историческая справкаВ настоящее время ООО «ТННЦ» представляет собой

динамично развивающийся научно-исследовательский

центр, являющийся одним из крупнейших региональ-

ных центров в области геологии и разработки нефтя-

ных, газоконденсатных и газовых месторождений. Ос-

новными направлениями деятельности центра являют-

ся исследования керна и пластовых флюидов, обработ-

ка и интерпретация данных сейсморазведки, петрофи-

зическое и геологическое моделирование, управление

запасами, проектирование и мониторинг разработки

месторождений, сопровождение бурения скважин, вы-

полнение инновационных проектов. Ежегодно в центре

выполняются различные виды работ: исследуется

более 200 тыс. образцов керна, обрабатываются

(около 2100 км2) и интерпретируются (около 6000 км2)

данные сейсморазведки сопровождается бурение

более 30 разведочных и 500 добывающих скважин,

выполняется оперативный подсчет запасов по 70–90

объектам, готовятся к защите 5–10 проектов по под-

счету запасов и технико-экономическому обоснованию

(ТЭО) коэффициентов извлечения нефти (КИН), в рабо-

те находятся более 50 проектных документов.

Сегодня коллектив ООО «ТННЦ» – это 768 высококва-

лифицированных специалистов, в том числе 2 доктора и

57 кандидатов наук, обладающих глубокими научными и

техническими знаниями, а также более 60 молодых спе-

циалистов, экспертный совет и шесть функциональных

сообществ. Средний возраст сотрудников ТННЦ 34 года.

О развитии центра свидетельствуют рост объема выпол-

няемых работ и повышение их качества. Так, с 2005 по

2015 г. общий объем работ увеличился в 3 раза.

История создания ТННЦ началась в 2000 г., когда было

принято решение об организации регионального на-

учного подразделения Тюменской Нефтяной компании.

Ключевые вехи развития ТННЦ:

• 2000 г. – решение о создании НИЦ, регистрация

ЗАО «ТННЦ»;

• 2001 г. – решение о создании кернохранилища и

лабораторного центра;

• 2003 г. – признание ЗАО «ТННЦ» научно-техниче-

ским институтом ОАО «ТНК-ВР»;

А.В. Аржиловский (ООО «ТННЦ»)


6 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 3’2015

• 2007 г. – преобразование в ООО «ТННЦ»;

• 2010 г. – утверждение стратегической роли

ООО «ТННЦ» в компании;

• 2012 г. – переход ООО «ТННЦ» в бизнес-направление

«Разведка и добыча» (БН РиД);

• 2013 г. – вхождение в состав ОАО «НК «Роснефть»;

• 2014 г. – создание в ООО «ТННЦ» блока исследова-

ний и технологий.

За прошедшие 15 лет центром руководили профессио-

налы нефтегазовой отрасли: Л.С. Бриллиант, И.С. Джафа-

ров, Н.П. Кузнецов, А.С. Кундин, И.С. Закиров, И.И. Дья-

конов, А.Н. Лазеев.

На всех этапах развития центр играл важную роль в

принятии стратегических решений компании, но осо-

бое значение приобрел в 2008–2010 гг., когда компа-

ния приступила к активному изучению новых крупных

проектов.

Сопровождение крупных проектовСопровождение крупных проектов в ТННЦ уже се-

годня позволяет обобщать основные принципы и

лучшие практики разработки месторождений. Под

крупными проектами подразумеваются ключевые с

точки зрения перспективной добычи углеводородов

и объемов инвестиций активы компании. Как от-

мечалось выше, ООО «ТННЦ» с 2008–2009 гг. осу-

ществляет сопровождение пяти основных крупных

проектов, которые обеспечат компании долгосроч-

ную добычу углеводородов.

Именно работа с крупными проектами помогла рас-

крыть потенциал ООО «ТННЦ» и определила его роль в

Компании. Это обусловлено, во-первых, тем, что любой

крупный проект начинается с оценки ресурсной базы и

ее потенциала, следовательно, особое значение при-

обретают профессиональный уровень геологов и гео-

физиков, их знание региональных особенностей тер-

ритории. Во-вторых, изучение ресурсной базы – это

комплексная задача, требующая слаженной работы в

едином информационном пространстве специалистов

по сейсморазведке, исследованиям керна, петрофи-

зике, испытаниям скважин, геологическому и гидроди-

намическому моделированию, разработке и подсчету

запасов. В-третьих, работа с крупными проектами –

это постоянный итерационный процесс изучения всех

возможностей, каждой детали, разработка и реализа-

ция десятков вариантов развития с учетом всех «плю-

сов и минусов», экспертных мнений и мирового опыта.

В соответствии с поставленными задачами по научному

сопровождению разработки месторождений и крупных

проектов в 2010 г. была определена целевая роль

ООО «ТННЦ» с учетом среднесрочных потребностей компа-

нии. С этого момента ранее накопленные идеи трансфор-

мировались в первые значимые организационные изме-

нения: были сформированы основные производственные

блоки: управления разработкой (А.В. Аржиловский),

управления геолого-разведочными работами (А.Н. Бабу-

рин), поддержки бизнеса (И.А. Вахрушева), департамент

аудита запасов (Т.Н. Смагина), департамент информацион-

ных технологий; выделены департаменты для сопровож-

дения крупных проектов (руководитель А.В. Мирошничен-

ко), создана экспертная служба ООО «ТННЦ» (А.С. Тимчук),

введено проектное управление.

На основе нового понимания роли экспертной службы

был реформирован и начал активную работу Научно-тех-

нический совет. С целью координации и мониторинга

функциональной деятельности созданы первые Функ-

циональные сообщества (ФС) по геологии (возглавила

Н.В. Нассонова) и разработке (под руководством С.В. Со-

колова). Основной принцип ФС – это объединение спе-

циалистов по профессиональной принадлежности к тех-

ническим дисциплинам (геология, гидродинамическое

моделирование, разработка месторождений, петрофи-

зика, сейсмика, информационные технологии). Базовая

задача ФС – поддержка развития профессиональных на-

выков и компетенций специалистов, обеспечение обме-

на знаниями, открытое продвижение лучших специали-

стов, повышение имиджа предприятия.



Уватский проектВ 2008–2009 гг. началось активное развитие одного

из важнейших крупных проектов юга Тюменской обла-

сти – Уватского. С самого начала его реализации в

2006 г. сотрудники центра участвовали в геологическом

сопровождении проекта, начиная от постановки и сопро-

вождения геолого-разведочных работ и заканчивая

освоением самой первой добывающей скважины Вос-

точного центра.

В настоящее время активно осваиваются Урненское и

Усть-Тегусское месторождения, поэтому задачи сопро-

вождения бурения и управления разработкой связаны с

поддержанием достигнутых уровней добычи. Одновре-

менно решаются задачи оптимального ввода в разра-

ботку месторождений Центрального центра освоения

(ЦЦО): разбурено Тямкинское месторождение, а Южно-

Петьегское и Радонежское – находятся в стадии буре-

ния. Кроме того, запланирован ввод в разработку Прото-

зановского месторождения.

За последние 7 лет в рамках Уватского проекта ООО

«ТННЦ» был выполнен ряд работ, демонстрирующих под-

ходы к управлению крупными проектами. Например, по

мере проведения полевых сейсморазведочных работ за

несколько лет и несколько итераций сшивки был по-

строен и в едином графе интерпретирован Уватский

сейсмический мегакуб – около 5000 км2, а по наиболее

перспективным и сложным зонам выполнены работы по

инверсионным преобразованиям. Обосновано и пробу-

рено более 70 поисковых и разведочных скважин, ус-

пешность работ составила 88 %.

К началу 2013 г. была построена первая региональная

модель меловых, а затем юрских отложений. Ежегодно

выполнялось более 10–15 оперативных подсчетов запа-

сов, в результате промышленные извлекаемые запасы

по проекту Восточный центр освоения (ВЦО) увеличились

от 60 млн. до 150 млн. т. В рамках подготовки оператив-

ного принятия решений были созданы постоянно дей-

ствующие геолого-гидродинамические модели Урненско-

го и Усть-Тегусского месторождений с частотой обновле-

ния 1–2 мес. В настоящее время частота обновления мо-

дели Усть-Тегусского месторождения составляет 1 раз в

6 мес, так как подтверждаемость действующей модели

(примерно на третий год) достигла более 90 %.

Для ЦЦО Уватского проекта постоянное геологическое

изучение имело еще большее значение, так как плот-

ность запасов была изначально невысока. Поэтому

главным требованием для успешного старта было эф-

фективное ранжирование месторождений на основе

комплексных геолого-технических и экономических мо-

делей. За последние 5 лет геологи центра перевели по

ЦЦО из категории С2 в категорию С1 более 50 млн. т из-

влекаемых запасов нефти, подготовили к бурению семь

месторождений, обеспечили научно-техническую под-

держку ввода трех месторождений.

Успешность реализации Уватского проекта обусловле-

на эффективностью проведения геолого-разведочных

работ (ГРР) в комплексе с исследованиями керна и моде-

лированием, что обеспечило открытие и подтверждение

запасов месторождений, создание ресурсной базы для

бурения и добычи нефти более 10 млн. т/год.

Основные направления работ ООО «ТННЦ» по Уватско-

му проекту следующие:

• создание выделенного Департамента ГРР Уват (руко-

водитель В.Г. Сафонов), подбор экспертов и лучших сер-

висных партнеров по обработке и интерпретации дан-

ных, моделированию;

• создание мультифункциональной группы по разра-

ботке, ГРР и анализу керна, выделение единого ответ-

ственного лица за проект на стадиях геологоразведки и

разработки;

• обоснование и выполнение полного спектра регио-

нальных работ, проведение 3D сейсморазведки, итера-

ционная обработка, интерпретация, петрофизическое и

геологическое моделирование, постоянное ранжирова-

ние запасов;

• применение лучших технических ИТ решений (интер-

претационный и гидродинамический кластеры, внедре-

ние современного программного обеспечения (ПО);

• регулярное рассмотрение результатов работ и кор-

ректировка научно-исследовательских тематик совмест-

но с командой недропользователя.

Освоение Верхнечонского месторожденияВ 2009 г. в ТННЦ был организован отдел сопровож-

дения крупного проекта по разработке Верхнечонско-

го месторождения. Это месторождение расположено в

Восточной Сибири и представлено единым лицензион-

ным участком и объектом разработки Bч. Месторожде-

ние было удовлетворительно разведано с точки зре-

ния сосредоточения запасов, однако эксплуатацион-

ные характеристики пластов были недостаточно из-



учены. Бурение первых добывающих скважин на объ-

ект Вч было начато в 2008 г., добыча нефти – в 2009 г.

Первые тонны нефти удивили нефтяников: нефть ока-

залась холодная и соленая.

Перед специалистами центра были поставлены следую-

щие задачи: подготовить достоверное описание коллек-

тора, характеристики рассолонения, проницаемости;

обеспечить высокое качество прогноза продуктивности

скважин различных конструкций; дать точный прогноз до-

бычи нефти и темпов обводнения скважин. Для решения

поставленных задач была сформирована подробная

трехлетняя дорожная карта исследований и работ, общая

для добывающего предприятия и центра. В последующем

дорожная карта неоднократно пересматривалась и уточ-

нялась, но при этом для внесения изменений всегда при-

менялся последовательный проектный подход для каж-

дой задачи от стадии «оценка» до стадии «реализация».

В отличие от Уватского проекта роль ГРР при реализа-

ции Верхнечонского проекта невысока, основная на-

учная нагрузка связана с исследованиями свойств

пород, построением петрофизической и петроупругой

моделей. Для изучения уникального засолоненного

керна пласта Вч специалистами ТННЦ (А.А. Загоровский,

Я.И. Гильманов, С.Е. Бобров, И.А. Виноградов) были раз-

работаны и согласованы в ГКЗ РФ собственные методи-

ки определения ключевых подсчетных и фильтрацион-

ных параметров, разработаны и проведены эксперимен-

ты по оценке коэффициента вытеснения нефти в различ-

ных условиях, динамики промывки солей.

В 2011 г. в связи с достигнутыми успехами и расшире-

нием круга задач отдел был укрупнен до сводного депар-

тамента геологоразведки и разработки. В этот период на

основе полученных данных была построена первая пет-

рофизическая модель, доказана связь петроупругих па-

раметров с коэффициентами инверсионных преобразо-

ваний. Совместно со специалистами «РокФлоу Дина-

микс» разработаны алгоритмы математического описа-

ния и дополнено программное обеспечение для геолого-

гидродинамического моделирования с учетом рассоло-

нения коллектора. В 2012 г. завершена интерпретация

трех кубов 3D сейсморазведки, построена полномас-

штабная геолого-гидродинамическая модель с высокой

точностью прогноза продуктивности скважин. В 2014 г.

ТННЦ завершил первый полноценный подсчет запасов

месторождения и первый проект разработки. В этом же

году Верхнечонский проект вышел на проектную мощ-

ность добычи нефти (около 8,2 млн. т/год).

Сопровождение Верхнечонского проекта для специа-

листов ТННЦ осложнялось отсутствием опыта работы с

такими объектами как в России, так и в мире, коллекти-

ву центра пришлось решать нетипичные задачи, особен-

но в области изучения керна.

На начальной стадии развития (2004–2008 гг.) лабо-

раторный комплекс ТННЦ был оснащен оборудованием

для хранения керна, выполнения стандартных петрофи-

зических, литологических и профильных исследований.

Сопровождение крупных проектов компании потребова-

ло пересмотра роли лабораторного центра и его обеспе-

ченности оборудованием. Для изучения лучших мировых

практик в 2009 г. сотрудники ООО «ТННЦ» провели кон-

сультации и посетили зарубежные лабораторные центры

BP Sunbury (Великобритания), Weatherford (Норвегия),

CoreLab (США) и др. В результате руководителями центра

была сформирована стратегия оснащения лабораторно-

го центра инновационным оборудованием.

Текущее положение и перспективы развития ООО «ТННЦ»

Приобретение нового оборудования позволило спе-

циалистам ТННЦ собственными силами оперативно и

качественно проводить паспортизацию кернового ма-

териала, осуществлять комплексные исследования

керна в нормальных и пластовых условиях, определять

параметры пластовых флюидов. В 2010–2012 гг. в

ООО «ТННЦ» было поставлено и пущено в работу иннова-

ционное оборудование для изучения керна методами

ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), компьютерной то-

мографии с фильтрационной ячейкой, растровой элек-

тронной микроскопии, элементного состава, а также

для описания и изучения петрографических шлифов и

др. Дальнейшее развитие лабораторного центра было

поддержано руководством компании. В результате в

2013–2014 гг. дополнительно к имеющемуся оборудо-

ванию появились уникальные для РФ лабораторные

установки, такие как индивидуальный капилляриметр с

созданием термобарических условий, установка для из-

учения процессов вытеснения нефти газом Gamma-RAY,

установка для восстановления смачиваемости, установ-

ка для геомеханических исследований.

За последние 5 лет Центр исследований керна

ООО «ТННЦ» превратился в один из самых инновацион-



ных корпоративных лабораторных центров в России.

Особую гордость представляет линейка специализиро-

ванного оборудования для изучения слабоконсолидиро-

ванных (рыхлых) коллекторов, позволяющего на базе не-

разрушающих технологий изучать породы Русского, Та-

гульского, Мессояхского, Ван-Еганского, Северо-Комсо-

мольского месторождений и обеспечивать эти проекты

достоверными данными.

В соответствии со стратегией компании одним из

приоритетных направлений является развитие газово-

го бизнеса. В блоке добычи ООО «ТННЦ» играет роль

центра компетенций по сопровождению газовых акти-

вов ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «НГК «ИТЕРА». В настоя-

щее время для выполнения проектных работ сформи-

рованы производственные подразделения (руководи-

тель С.В. Бучинский), приглашены высококлассные

специалисты. Началом реализации газовых проектов

стал заказ отдела сопровождения месторождений

ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ».

Основные задачи, поставленные перед ООО «ТННЦ»

лидерами газового проекта «РОСПАН», были связаны

с созданием качественных геологических и гидроди-

намических моделей. Особенностями таких моделей

являются колоссальный размер по площади, множе-

ство пластов и пачек по разрезу, сложность строения

клиноформ, переменный состав флюидонасыщения

(нефть, газ, газовый конденсат), специфика петро-

упругих и фильтрационно-емкостных свойств. Реше-

ние этой задачи было разделено на этапы согласно

приоритезации объектов, порядку их исследования и

началу добычи. План первого уровня был подготов-

лен в 2008–2009 гг. совместно со специалистами

компании BP по технологии TDRM.

Всего за 5 лет в ООО «ТННЦ» были созданы 16 моде-

лей пластов, некоторые из которых переделывались

до 3 раз по мере получения результатов интерпрета-

ции сейсмических данных, построения петрофизиче-

ской модели. Гидродинамики построили 11-компонент-

ные модели, объединенные системами Network, Pipe -

Sim, Hysys и Avocet с моделями лифта скважин, трубо-

проводов и УКПГ. Эти высокотехнологичные решения

разрабатывались совместно с компаниями Schlum-

berger, Petroleum Experts и MSE. В итоге расчеты на ин-

тегрированных моделях пласт – скважина – подготов-

ка легли в основу принятия решения о финансирова-

нии крупного проекта разработки Ново-Уренгойского

и Восточно-Уренгойского участков.

ЗаключениеНаучное сопровождение крупных проектов нефтегазо-

добывающий отрасли является неотъемлемым элемен-

том эффективного развития. Начиная крупный проект,

невозможно сразу выявить все потенциальные риски и

неопределенности. Поэтому постоянно действующее со-

провождение и гибкое изменение как планов исследо-

ваний, так и командных компетенций на разных стадиях

развития проектов позволяют обеспечить достижение

оптимальных технико-экономических показателей.

Реализованный в «Тюменском нефтяном научном

центре» формат проектного управления и мультифунк-

циональных групп сопровождения Крупных проектов

доказал свою эффективность. В ходе сопровождения

крупных проектов в ООО «ТННЦ» были решены десятки

сложнейших научных задач как в области геофизики и

геологии, так и в области технологии и разработки.

Проектное управление позволило выявить и ввести в

постоянное применение лучшие практики, методики и

решения.

В настоящее время специалисты центра могут решать

самые сложные задачи геологического и технологиче-

ского направлений в поддержку крупных проектов, ис-

пользуя накопленный опыт и навыки.

Освоенные командные компетенции и навыки про-

ектного управления можно применять и внедрять на

вновь формирующихся активах компании для организа-

ции их научного сопровождения.



Развитие геолого-разведочного проекта в Уватском районе на юге Западной Сибири

ВведениеАктивное изучение поисково-разведочными рабо-

тами территории Уватcкого района началась в 2004 г.в связи с реализацией инвестиционного проекта пообеспечению развития нефтедобывающего комплек-са юга региона. Одной из первоочередных задач про-екта являлось совершенствование технологий геоло-горазведки до международного уровня с целью рас-ширения и обоснованного ранжирования фонда по-исковых объектов для проведения бурения. Всесто-ронний анализ зон нефтегазонакопления, внедрениепередовых технологий 3D сейсморазведки, комплек-сирование методов геологического прогноза обес-печили максимально полную оценку перспективно-сти рассматриваемого района. Благодаря этому наданной территории в течение 10 лет было открыто27 новых месторождений (рис. 1), а суммарные запа-сы увеличены в 2,5 раза.

Это стало возможным после создания на базеООО «ТННЦ» подразделения, обобщившего весьпредыдущий опыт геолого-разведочных работ (ГРР)в Уватском районе и обеспечившего комплекснуюинтерпретацию геолого-геофизических данных сцелью более достоверного построения сейсмогеоло-гических моделей, планирования и выполненияпоследующих геолого-разведочных работ.

История изучения регионаС увеличением геолого-геофизической изученно-

сти менялось представление о региональной нефте-носности территории Уватского района. В 2005 г.впервые были проведены региональные работы сцелью систематизации, обобщения геолого-геофи-зического материала, уточнения строения продук-

тивных пластов и выделения перспективных с точкизрения нефтегазоносности горизонтов.

По оценке 2005 г. перспективные ресурсы юрскогокомплекса составляли 40 % суммарного потенциалатерритории. В результате последующих работ рас-пределение запасов кардинально изменилось, в на-стоящее время ресурсная оценка неокомского ком-плекса составляет только 20 % суммарного потен-циала, а основной объем углеводородов приходитсяна юрскую часть разреза.

Геологические представления о строении продук-тивных пластов менялись с появлением большегообъема данных 3D сейсморазведки, расширениемкомплекса геофизических исследований скважин(ГИС) и проведением седиментологических исследо-ваний керна. Большую роль сыграло внедрениетаких новых методик, как сейсмофациальный ана-лиз [1], инверсионные преобразования. Например,различными палеогеографическими исследования-ми до 2012 г. констатировалось, что отложения пла-ста Ю2 тюменской свиты были сформированы вусловиях мелководного морского бассейна. В резуль-тате исследований, выполненных авторами, призна-ки мористости были установлены преимуществен-но в кровельной части, а большая часть отложенийпласта Ю2 в пределах Центрального Увата накапли-валась в условиях озерно-аллювиальной равнины,временами заливаемой морем (рис. 2).

По мере увеличения объемов геолого-разведоч-ных работ и в результате проведения анализа новыхданных была выявлена закономерность ухудшенияколлекторских свойств юрских пластов в куполахдревних поднятий и зонах сочленения с выступамидоюрского основания.

В.Г. Сафонов, К.Ю. Зервандо (ООО «ТННЦ»)

УДК 550.8.02 В.Г. Сафонов, К.Ю. Зервандо,

2015

Ключевые слова: поисково-разведочные работы, ресурсы, палеогеографические исследования, инверсия, бассейновое моделирование, система оценки рисков, эффективность бурения. Key words: exploration, resources, GDE-studies, inversion, basin modeling, risk assessment system, drilling performance.

Адрес для связи: [email protected]



Рис. 1. Обзорная карта Уватского района на 31.12.04 г. (а) и 31.12.14 г. (б)

Современное положениеНачиная с 2011 г. для прогноза литологического

состава и коллекторских свойств целевых объ-ектов в рамках отчетов по интерпретации данных3D сейсмической съемки выполнялись инверсион-ные преобразования. Опыт работы 2011–2015 гг.показал, что детерминистическая инверсия длясложнопостроенных юрских отложений позволяетс большей достоверностью оценивать наличие илиотсутствие коллектора, чем численные характери-стики фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).В 2014 г. в качестве пилотного проекта впервые дляУватского района была проведена стохастическаяинверсия, которая показала хорошую сходимостьпрогнозных и фактических значений эффектив-ных толщин.

В 2011 г. для оценки пер-спектив неокомских отло-жений выполнены иссле-довательские работы посозданию сейсмогеологи-ческой модели группыпластов БС6-9 в пределахЦентрального Увата. В ре-зультате была установленапричина незаполненияпласта БС6 в пределахЮжно-Пихтового и Та-маргино-Северо-Болотно-го лицензионных уча-стков: восточная частьЦентрального Увата по-падает в зону максималь-ного риска по флюидоупо-ру. Это обусловлено тем,что над комплексом пластаБС6 залегает глинистаяпачка толщиной от 0 до5 м, что является критиче-ской величиной для удер-живания углеводородов.

Внедрение новых техно-логий позволило суще-ственно снизить риски,связанные с конфигураци-ей ловушек и наличиемколлектора. Однако ключе-вой неопределенностью,особенно для юрских объ-ектов, на территории Уват-ского проекта по-прежнему

остаются качество коллектора и наличие углеводоро-дов (рис. 3).



Рис. 2. Палеогеографическая карта пласта Ю2 (2004 г., по данным ВНИГРИ, [2]) (а) икарта палеофаций пласта Ю2 (2012 г., по данным ООО «ТННЦ») (б)

Рис. 3. Частота возникновения основных причин не-успешности бурения по объектам

К 2012 г. накопился значительный объем данныхгеохимических и седиментологических исследова-ний, требующих детального анализа и обобщения.Была выполнена региональная работа, целью кото-рой являлась оценка перспективности района сточки зрения наличия и эффективности нефтемате-ринских пород с использованием бассейнового мо-делирования нефтегазовых систем и палеофациаль-ных моделей.

В результате мульти-1D бассейнового моделирова-ния было установлено, что в пределах района иссле-дований главная нефтематеринская толща, баженов-ская свита, вступила лишь в начальную стадию гене-рации нефти и реализовала очень небольшую часть(не более 20 %) своего генерационного потенциала.Авторами был сделан вывод о значительной роли ла-теральной миграции углеводородов из более погру-женных районов Юганской впадины в формирова-нии залежей нефти на территории Уватского проекта.

Особенности проведения ГРР в южной периферииЗападно-Сибирского мегабассейна обусловили не-обходимость адаптации общепринятой системыоценки рисков для территории Уватского проекта.Критерии оценки каждого из факторов были пере-смотрены исходя из многолетнего опыта веденияпоисково-разведочных работ, опробованы новыеметодики, неиспользовавшиеся в стандартной си-стеме оценки: региональные тренды водонефтяныхконтактов (метод изоконтактов) [3], амплитуда ло-вушки над зеркалом чистой воды и др.

ЗаключениеМноголетнее последовательное и научно обосно-

ванное ведение ГРР в Уватском районе показывает,что соблюдение стадийности поисково-разведочныхработ позволяет обеспечить высокую эффектив-ность бурения. С 2011 по 2014 г. Уватский проектвышел на стабильный показатель успешности – более75 % (рис. 4). Планомерное повышение степени изу-ченности территории сейсмическими работами 2D и3D повлияло на эволюцию представлений о геологи-ческом строении территории. Использование новыхтехнологий позволило существенно увеличить точ-ность геологического прогноза.

Опыт проведения геолого-разведочных работ и ихнаучно-аналитического сопровождения Уватскогопроекта позволил выработать эффективную страте-гию геологического изучения крупных территорий,которая может быть использована для других круп-ных проектов компании на начальной стадии освое-ния месторождений.

Список литературы

1. Финогенова А.С., Зервандо К.Ю. Прогнозирование распростра-нения русловых песчаников в отложениях средней юры на осно-ве сейсмофациального анализа //Геология, геофизика и разра-ботка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 3. –С. 28–33.

2. Литолого-палеогеографические критерии прогноза зон развитиянеструктурных ловушек УВ в юрских отложениях юга Тюменскойобласти/ H.H. Колпенская [и др.] – СПб: Недра, 2008. – 168 с.

3. Бабурина И.О., Лыжин Е.А. Закономерности изменения ВНКпо залежам среднеюрских отложений в Центральной части Уват-ского района, юга Тюменской области // Сб. трудов 17-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового ирудного потенциала ХМАО» Т. 2. – Ханты-Мансийск, 2014. –С. 205 –211.

References1. Finogenova A.S., Zervando K.Yu., Geologiya, geofizika i razrabotkaneftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2013, no. 3, pp. 28–33.

2. Kolpenskaya H.H. et al., Litologo-paleogeograficheskie kriterii progno-za zon razvitiya nestrukturnykh lovushek UV v yurskikh otlozheniyakhyuga Tyumenskoy oblasti (Lithologic and paleogeographic criteria forthe forecast development zones of non-structural hydrocarbon trapsin the Jurassic deposits of the south of the Tyumen region), St. Peter-burg: Nedra Publ., 2008, 168 p.

3. Baburina I.O., Lyzhin E.A., Zakonomernosti izmeneniya VNK po za-lezham sredneyurskikh otlozheniy v Tsentral’noy chasti Uvatskogo rayo-na, yuga Tyumenskoy oblasti (Laws of OWC change in Middle Jurassicdeposits in the central part of the Uvat district of the south of the Ty-umen region), Proceedings of 17th scientific and practical conference“Puti realizatsii neftegazovogo i rudnogo potentsiala KhMAO” (Waysof realization of oil and gas and ore potential of KhMAO), Part 2,Khanty-Mansiysk, 2014, pp. 205–211.



Рис. 4. Динамика успешности бурения скважин иприроста накопленных извлекаемых запасов нефти



Опыт интерпретации сейсмических данных Верхнечонского месторождения как основа постоянно действующей модели

Введение С начала активного ввода в эксплуатацию Верх-

нечонского месторождения в 2008 г. были проведе-ны многочисленные работы по изучению его гео-логического строения, в результате которых созда-на трехмерная геологическая модель целевых пла-стов месторождения. Данная модель интегрирова-ла всю имеющуюся информацию, начиная от дан-ных микроскопических исследований керна и за-канчивая региональными представлениями о гео-логической истории развития Непско-Ботуобин-ской антеклизы. В статье представлены результатыинтерпретации сейсмических данных, включенныев геологическую модель.

Верхнечонское месторождение расположено в Ка-тангском районе Иркутской области. Основные из-влекаемые запасы нефти и газа (80 %) сосредоточе-ны в терригенных пластах вендского возраста (В10,В13). В 2008-2011 гг. на Верхнечонском месторожде-нии были проведены 3D сейсморазведочные работыметодом общей глубинной точки (МОГТ), площадьсъемки составила 1508 км2, кратность – 100. В ре-зультате получен высококачественный сейсмиче-ский куб с сохранением амплитуд, высокими верти-кальной и латеральной разрешенностью сейсмиче-ской записи и отношением сигнал/помеха.

Это позволило создать качественно новую геоло-гическую модель месторождения, ставшую основойдля планирования эффективной разработки и при-нятия управленческих решений.

Кинематическая интерпретация сейсмических данных

Целевым объектом разработки Верхнечонскогоместорождения являются терригенные пласты, ха-рактеризующиеся относительно небольшими тол-щинами: от 5–10 м на северо-западе месторожде-ния до 40–50 м – на юго-востоке. Разработка пла-стов в основном ведется с применением горизон-тальных скважин с отходом от вертикали500–1000 м. Отмеченное вызывает необходимостьиспользования максимально достоверных струк-турных построений для создания геологическоймодели месторождения. Сейсмические материалыхарактеризуются достаточно высоким разрешени-ем сейсмической записи и хорошим прослежива-нием целевых границ.

В связи со сложностью сейсмогеологическихусловий рассчитать качественную глубинно-ско-ростную модель разреза не просто. Однако плот-ная сетка скважин (более пяти скважин на 100 км2)и пологий рельеф целевых горизонтов позволилииспользовать метод структурных построений сопорой на скважинную информацию. Структур-ный план рассчитывался с помощью карты сред-ней скорости и последующей «досадки» на сква-жины. Сейсмическое поле использовалось как вы-сокочастотная составляющая на фоне структурно-го тренда, рассчитанного по скважинным данным.

Таким образом, была построена максимально точ-ная структурная карта по отражающему горизонту

В.В. Иванюк, М.В. Лебедев, М.Ю. Шаповалов (ООО «ТННЦ»)

УДК 550.834.052 В.В. Иванюк, М.В. Лебедев,

М.Ю. Шаповалов, 2015

Ключевые слова: сейсморазведка, Верхнечонское месторождение, терригенный венд, осинский горизонт.Key words: seismic survey, Verkhnechonsk Field, Vendian terrigenous complex, Osinsky horizon.

Адреса для связи: [email protected], [email protected], [email protected]



(ОГ) М2 с учетом данных всех разведочных скважини сохранением малоамплитудных аномалий, выде-ленных по сейсмическим данным. От карты по ОГМ2 методом схождения были построены картывнутреннего строения терригенных пластов непско-го возраста. В дальнейшем по результатам бурениябыла определена ошибка структурных построений,которая составила около 4–5 м.

Тектонические нарушенияРазрывные нарушения на участке Верхнечонского

месторождения имеют большое значение, так какименно разломы при отсутствии структурного фак-тора в большой степени определяют литологию пла-стов и строение залежей в целом.

Анализ волновой картины временных разрезовМОГТ позволил выделить в разрезе и выполнитьтрассирование по площади нескольких разрывныхнарушений, осложняющих структурные планы по-верхности фундамента и осадочного чехла. Наруше-ния выражаются прежде всего в смещении по вре-мени осей синфазности. Кроме того, они могут со-провождаться относительно резкими изменениямиΔt интервалов, линейно вытянутыми аномалиями вполе сейсмических параметров. Для лучшей визуа-лизации и выделения разрывных структур былирассчитаны различные сейсмические атрибуты го-ризонтов и модификации кубов. По поверхностямопорных ОГ рассчитывались минимальные и мак-симальные значения кривизны, углы и азимуты на-клонов, первая и вторая производные. По сейсмиче-скому кубу рассчитывались кубы когерентности иаттрекинга. В результате более детально и обосно-ванно были выделены малоамплитудные наруше-ния и другие структурные формы, характеризую-щие геологическое строение участка.

На рис. 1 хорошо видны главные тектоническиеэлементы участка: Усольский грабен, Тымпычано-Ботуобинский разлом, а также малоамплитудныенарушения и некоторые другие структурно-текто-нические элементы. Особый интерес представляетУсольский грабен, так как его строение было уточне-но в ходе проделанной работы.

Усольский грабен уверенно выделялся и ранее поданным 2D сейсморазведки. При этом прослежи-вание его верхней границы прекращалось в ниж-ней части усольской свиты. Новые данные позво-лили уточнить строение Усольского: определенаструктура нарушений на уровне целевых интерва-лов (ОГ М2, А); выделен и закартирован новый эле-

мент грабена – продолжение его в верхней частиразреза (от усольской до верхнебельской свиты).В этой части ось разлома сдвинута приблизитель-но на 2,5 км на северо-запад от нижней части. Дан-ное утверждение основано на результатах атрибут-ного анализа, интерпретации сейсмических разре-зов и не противоречит геологическим фактам.

В настоящее время в пределах верхнечонскогогоризонта Усольский грабен вскрыт тремя гори-зонтальными или субгоризонтальными (угол на-клона более 70°) добывающими скважинами.Выше по разрезу (от кровли солей Усольскойсвиты) в грабен попали три разведочные скважи-ны. Корреляция пластов показала увеличение тол-щин осадков в грабене по сравнению со скважина-ми вне его (интервал осинский горизонт – верхне-бельская подсвита).

Ширина грабена варьирует от 0,5 до 0,7 км науровне ОГ М2 до 1,5–2 км в интервале усольскойсвиты. Плоскости сбросов, ограничивающих грабен,чаще всего наклонены на 45–55°. Амплитуда верти-кального смещения в интервале низов непскойсвиты достигает 20–30 м, к верхам разреза (бельскаясвита) уменьшается до 10 м. Усольский грабен яв-ляется экраном для флюидов.

Кроме явных тектонических нарушений, по дан-ным сейсмических материалов выделяются другиеструктурные элементы, морфологически напоми-нающие разломы, но с незначительной амплиту-дой сдвига. На вертикальных разрезах эти участкиотмечаются незначительным сдвигом фазы отра-жающей волны (1–2 м/с), который отдельно не-правомерно интерпретировать как нарушение. Од-нако с учетом определенной пространственной ре-

Рис. 1. Тектонические нарушения, временной сейс-мический разрез

гулярности таких микронарушений можно утвер-ждать, что они представляют собой систему разло-мов. Свойства ее малоизучены, однако установле-но, что, несмотря на малую амплитуду, некоторыеразломы могут удерживать флюид.

Выделение линейных зон глинизацииВ рамках изучения геологического разреза Верх-

нечонского месторождения был выполнен фаци-альный анализ терригенных толщ вендских отло-жений. Наряду с другими фациями в несколькихскважинах была выделена субфация песчано-гли-нистых отложений прибрежной равнины толщи-ной несколько метров, не вскрытая другими сква-жинами. Средняя часть пласта Вч1 представленааргиллитами с субгоризонтальной, пологоволни-стой, прослоями перемятой слойчатостью, с еди-ничными слойками разнозернистого гравелитово-го песчаника в нижней части. Анализ сейсмиче-ских материалов показывает, что данное глинистоетело по форме относится к шнурковому типу: накарте микрорельефа кровли вендского терриген-ного комплекса (рис. 2) оно проявляется как мик-рограбен, что, вероятно, связано с повышеннымуплотнением глинистых пород по сравнению спесчаниками. Это позволяет интерпретировать егокак субфацию преимущественно глинистых отло-жений заполнения отмершего приливно-отливно-го канала. Такие каналы были закартированы повсей территории месторождения. Данные зоныучитывались при построении геологической моде-

ли как области ухудшения фильтрационно-ем-костных свойств (ФЕС) коллектора.

Прогноз литологииПомимо структурных и тектонических по-

строений, для включения в геологическую модельбыл выполнен прогноз литологии на основе сто-хастической инверсии сейсмических данных.Условно весь процесс инверсии можно разделитьна петрофизическую (обнаружение закономерно-стей и взаимосвязей между упругими параметра-ми среды и литологией) и сейсмическую (распро-странение полученных закономерностей по меж-скважинному пространству с использованиемвсей априорной геологической и геофизическойинформации) части.

В ходе петрофизического анализа литотипов и ихупругих свойств было установлено значительноеразличие между условными литотипами «коллек-тор», «заглинизированный неколлектор» и «засоло-ненный неколлектор» в полях упругих параметров(скорость продольной волны, скорость поперечнойволны, плотность пород и их производные). Сейс-мическая волновая картина напрямую зависит отуказанных параметров упругих свойств, которыепосредством сейсмической инверсии можно с из-вестной долей достоверности восстановить изсейсмических данных. Информация о скорости по-перечной волны и плотности пород содержитсятолько в сейсмических данных метода отраженныхволн (МОВ) ОГТ с отличающимся от вертикально-го углом падения на границу отражения. Такие дан-ные учитываются в AVA-инверсии, стохастическаямодификация которой была выполнена на Верхне-чонском месторождении.

В данной работе использовалась следующая схемастохастической инверсии.

1. Подготовка скважинных данных для инверсии(исключение данных, не соответствующих реаль-ным условиям, восстановление недостающих уча-стков записи).

2. Одномерное моделирование сейсмических дан-ных и сопоставление полученных моделей с реаль-ной записью. В ходе данного этапа получены ско-ростные модели среды в точках скважин, а такжевыполнена оценка сейсмического сигнала, исполь-зующаяся в дальнейшем.

3. Создание стратиграфического каркаса целевыхпластов, который заполнялся «трендовыми» значе-ниями параметров упругих свойств. Полученные



Рис. 2. Карта микрорельефа поверхности от М2

трехмерные «фоновые» модели упругих свойств ис-пользовались как один из видов входных данных.

4. Создание многомерных функций плотности ве-роятности для литотипов по петрофизическим дан-ным в зависимости от соотношения упругих пара-метров. Эти функции использовались для преобра-зования пространственных распределений упругихсвойств в пространственные распределения литоти-пов по байесовской классификации [1].

5. Применение алгоритма Монте-Карло с цепямиМаркова для объединения всех данных [2]. Полу-ченная комплексная трехмерная модель упругихсвойств среды и литологии с заданным уровнем до-стоверности соответствует трехмерным сейсмиче-ским данным.

Особенностью инверсии на Верхнечонском ме-сторождении является то, что целевой пласт от-носительно тонкий и зажат в акустически конт-растных вмещающих породах. В связи с этимбыли разработаны специальные методики инвер-сии, которые учитывают априорную информа-цию о структуре целевых пластов[3, 4]. Аналогич-ный подход был применен к стохастической ин-версии, описанной в статье. На вход алгоритмаинверсии, помимо стандартного набора данных,подавались трендовые модели параметров упру-гих свойств в стратиграфическом каркасе. Этопозволило получить прогнозные кубы указанныхпараметров с реальным контрастом акустическихсвойств на границе целевой пласт – вмещающаяпорода, а также очень хорошую сходимость сква-

жинных и прогнозных моделей упругих свойств.На рис. 3 приведен разрез по прогнозному кубулитотипов с вынесением литологии по результа-там интерпретации ГИС.

Очевидно, что стохастическая инверсия позволяетсмоделировать литологические тела, подобныевскрытым скважинами, как в вертикальном, так и вгоризонтальном направлениях. Оценка точностипрогноза толщин выполнялась методом «выколов».В условиях пласта Вч ошибка составила около 3–5 мпри общей толщине 15–20 м. Такая достоверностьпозволяет строить прогнозные карты для всех лито-типов с высокой степенью надежности.

Геологическая модельНа заключительном этапе все описанные ре-

зультаты интегрировались в трехмерную геологи-ческую модель пластов В10 и В13. Данные о струк-турах легли в основу стратиграфического каркасамодели месторождения, который затем наполнял-ся различными свойствами. Информация по раз-ломам использовалась для деления модели наблоки и при моделировании насыщения каждогоиз блоков, а также в расчетах гидродинамическихпараметров. Данные по линейным зонам глиниза-ции и прогнозы литологии были использованыкак тренд при моделировании эффективных тол-щин коллектора. На рис. 4 приведена карта эф-фективных нефтенасыщенных толщин пласта В10из модели, демонстрирующая интеграцию всейполученной информации.



Рис. 3. Разрез по литологическому кубу через контрольные скважины

Осинский горизонтВ 70–80 годы ХХ века В.Н. Воробьев выдвинул

гипотезу о элизионных окнах [5], согласно которойна участках отсутствия в разрезе региональныхфлюидоупоров происходит восходящая миграцияпластовых флюидов. В результате вышележащиекарбонатные пласты подвергаются интенсивнымвторичным изменениям и приобретают улучшен-ные коллекторские свойства и нефтенасыщен-ность. По скважинным данным видно, что в рай-онах выклинивания или сокращения подосинскойпачки эффективные толщины резко возрастают,пористость увеличивается до 1,5–2 раза. При ростетолщин галита поровое пространство среднейчасти пласта Б1 остается заполненным солями. Со-поставление данных ГИС, эффективных толщин исейсмических данных показало, что зоны умень-шения толщин соляного слоя характеризуются из-менением амплитуды и формы записи отражен-ных волн в интервале ОГ Б (рис. 5, а).

Результаты двумерного сейсмического модели-рования подтвердили данное предположение.Были найдены регрессионные зависимости междусейсмическими атрибутами и геологическими ха-рактеристиками интервала. Невысокий коэффи-циент корреляции (0,6) и достаточно большая дис-персия значений вполне закономерны. Акустиче-ская жесткость среды, от которой зависит ампли-туда сейсмического сигнала, формируется целымкомплексом свойств породы и корреляция толькос одним параметром (эффективной толщиной) небудет строгой. В данном случае сейсмические пара-метры позволяют, во-первых, отрисовать сложнуюконфигурацию тел (см. рис. 5, б), что невозможно

только по скважинным данным, во-вторых, рас-считать прогнозируемые эффективные толщины вмежскважинном пространстве.

Наиболее перспективные для бурения участкисосредоточены в северной и северо-восточной ча-стях месторождения. Они имеют локализованнуюобособленность и преимущественно вытянуты всубмеридиональном направлении, расширяясь насевер. Большая их часть не приурочена к разломами оперяющим их трещиноватым зонам. По всейвидимости, такая языкообразная геометрия связа-на с палеорельефом кровли устькутского горизон-та. Эффективные толщины по перспективнойчасти изменяются в среднем от 14 до 18 м (в сред-нем по пласту 8–10 м), максимально достигая25–30 м в субмеридионально вытянутых телах. По-ристость превышает общий фон в 1,5–2 раза, а взонах с размывом солей содержится около 40 % за-пасов природного газа осинского продуктивногогоризонта Верхнечонского месторождения.



Рис. 5. Прогноз ФЕС по осинскому горизонту: а – временной сейсмический разрез; б – карта прогноз-ных эффективных толщин

Рис. 4. Карта эффективной нефтенасыщенной толщи-ны пласта В10 из трехмерной геологической модели

В настоящий момент осинский продуктивныйгоризонт равномерно изучен разведочным буре-нием, на ближайшие годы его разработка не пла-нируется. В то же время с 2014 г. началась закачканефтяного газа из объекта Вч в рамках его утили-зации и организации временного подземного хра-нилища. С учетом достаточно низкой приемисто-сти осинского горизонта закачку необходимо вы-полнять в наиболее проницаемые участки разреза.Газонагнетательные скважины, пробуренные наэтих участках, на качественном уровне подтверди-ли представленную сейсмогеологическую модель.Сопоставление пространственного положенияскважин и сейсмического прогноза с результатамиинтерпретации данных ГИС показывает, что с рай-онах с меньшими эффективными толщинами про-буренные скважины обладают низкими и средни-ми ФЕС, с повышенными – высокими. Разницаособенно заметна в средней пачке осинского гори-зонта, которая в низкопродуктивных скважинахзапечатана галитом.

Выводы1. Для создания геологической модели Верхнечон-

ского месторождения использовались:– структурные поверхности по целевым пластам;– тектоническая модель месторождения;– кинематический и динамический прогнозы ФЕС

пластов.2. В настоящее время трехмерная геологическая

модель Верхнечонского месторождения ежеме-сячно обновляется и является постоянно дей-ствующей. Она используется как основной ин-струмент для принятия решений по всем аспек-там разработки целевых объектов. При том, чтопомимо сейсмических данных в модели использу-ется много другой информации (данные изуче-ния керна, ГИС и интерпретации их результатов,ГТИ), именно результаты сейсмической интер-претации являются базой для интеграции всехвидов информации по месторождению.


1. Dubrule O. Geostatistics for Seismic Data Integration in EarthModel. – 2003. – Vol. 6. – P. 36–37.

2. Gilks W., Richardson S., Spiegelhalter D. Markov Chain Monte Carloin practice. – London: Chapman & Hall, 1996. – 496 p.

3. Кондратьев И.К., Аршинова Т.В., Киселев Ю.А. Оценка пара-метров тонкослоистых геологических разрезов на основе реше-ния обратной динамической задачи сейсморазведки // Приклад-ная геофизика. – 1987. – Вып. 117. – С. 18–33.

4. Шаповалов М.Ю. Особенности инверсионных преобразованийсейсмических данных в условиях Сибирской платформы (напримере Верхнечонского месторождения)//Технологии сейсмо-разведки. – 2013. – №3. – C. 21–27.

5. Воробьев В.Н. Детальный прогноз зон локализации залежейнефти и газа в подсолевых отложениях центральных районовЛено-Тунгусской провинции // Закономерности строения и ло-кальный прогноз зон нефтегазонакопления на Сибирской плат-форме. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1985. – 125 с.

References1. Dubrule O., Geostatistics for seismic data integration in Earth model,2003, V. 6, pp. 36–37.

2. Gilks W., Richardson S., Spiegelhalter D., Markov chain Monte Carloin practice, Chapman & Hall/Crc, Interdisciplinary Statistics, London,1996.

3. Kondrat’ev I.K., Arshinova T.V., Kiselev Yu.A., Prikladnaya geofizika,1987, V. 117, pp. 18–33.

4. Shapovalov M.Yu., Tekhnologii seysmorazvedki, 2013, no. 3,pp. 21–27.

5. Vorob’ev V.N., Detal’nyy prognoz zon lokalizatsii zalezhey nefti i gazav podsolevykh otlozheniyakh tsentral’nykh rayonov Leno-Tungusskoyprovintsii (Detailed forecast of oil and gas localization zones in thesubsalt sediments of central areas of Lena-Tunguska province), Col-lected papers “Zakonomernosti stroeniya i lokal’nyy prognoz zon nef-tegazonakopleniya na Sibirskoy platforme” (Regularities of the struc-ture and the local forecast for oil and gas accumulation zones on theSiberian Platform), Novosibirsk, 1985, 125 p.





Особенности сейсмогеологической моделисложнопостроенной залежи Русского месторождения

ВведениеВ настоящее время в разработку вовлекаются

сложнопостроенные залежи, требующие нестан-дартных методов изучения их строения. Газоваяшапка Русского месторождения, занимающая болееполовины его площади, негативно влияет на резуль-тативность традиционных видов сейсморазведоч-ных работ, что особенно важно при заложении про-ектных стволов горизонтальных скважин.

Основная цель работы – построение сейсмогеоло-гической модели для определения перспективныхзон заложения горизонтальных стволов скважин сучетом особенностей строения продуктивных пла-стов Русского месторождения.

Необходимость использования сейсмического модуля

Русское месторождение находится на стадии про-ектирования полномасштабной системы разработ-ки, основные запасы нефти и газа сосредоточены вотложениях покурской свиты на глубине700–1200 м. Наличие обширной газовой шапки за-трудняет интерпретацию сейсмических данныхвследствие формирования зоны «сейсмическойтени» и искажения структурного плана пластов подгазовой шапкой.

Результаты литофациального и седиментологиче-ского анализов свидетельствуют о цикличностипроцесса осадконакопления изучаемого интервала:разрез Русского месторождения представлен отло-жениями руслового генезиса и различными типамиприливно-отливных каналов, мигрирующих как по

площади, так и по разрезу. Разделами циклов служатглинистые отложения.

Прослеживание циклов осадконакопления – слож-ная задача, особенно если циклы представлены пото-ковыми телами, фиксируемыми в скважинах, распро-странение которых трудно спрогнозировать в меж-скважинном пространстве. В таких случаях исполь-зуют сейсмические данные. Однако в горизонтальныесейсмические срезы пластов Русского месторождениявместе с русловыми песчаниками попадают песчани-ки другого генезиса или геологического тела. В итогеграницы распространения русла нечетко прослежи-ваются (рис. 1). В этом случае для определения осо-бенностей строения месторождения максимальнополно используются данные исследований скважин,за счет чего создается основа для работы в сейсмиче-ском модуле.

Н.В. Янкова, к.г.-м.н., И.А. Копысова (ООО «ТННЦ»)

УДК 550.8.072 Н.В. Янкова, И.А. Копысова,

2015

Ключевые слова: месторождение, песчанистость, горизонтальные скважины, куб вероятности коллектора.Key words: oilfield, Net to Gross, horizontal wells, probability cube.


Рис. 1. Схема строения продуктивных пластов Рус-ского месторождения



Анализ результатов проведенных исследований

Детализация геологического строения месторож-дения показала, что отложения большой толщинысложены несколькими циклами, а мощные глини-стые отложения, вскрытые скв. 3 (номера скважинусловные) в соседней скв. 2 разделяются на тонкиепрослои.

Для проводки горизонтальных скважин важнознать локализации зон повышенной песчанисто-сти как по разрезу, так и по площади, особенно привысокой степени неоднородности отложений.В стратиграфических границах (рис. 2) эффектив-ные толщины могут быть сопоставимы по скважи-нам, например, по скв. 1 и 2, но распределение их поразрезу и площади неидентично: в скв. 2 песчаныеотложения прослеживаются в верхней части, вскв. 1 – в нижней.

Таким образом, в большом стратиграфическом ин-тервале разреза одного пласта, трудно учесть специ-фику распределения коллекторов.

На рис. 1 показан вариант проектного размещениягоризонтальной скв. 4, когда ствол попадает в зонуотсутствия коллектора. Для того чтобы избежатьэтого, необходимо детализировать разрез и внутрипластов выделить циклы, в которых должны бытьзакартированы отдельные геологические тела. Этопредполагает некоторую формализацию для разде-ления стратиграфического объема пласта на интер-валы, соотносящиеся, с одной стороны, с разрешаю-щей способностью сейсмических исследований, сдругой – с возможностью проведения горизонталь-ных стволов скважин.

Для выделения границ циклов анализировалсяразрез месторождения: установлены скважины, вкоторых присутствуют зоны разреза, представлен-ные глинами толщиной 12–15 м (GL 1, см. рис. 2).Особенность залегания этих глин в том, что они вподошве и кровле граничат с песчаником. Следова-тельно, цикл 1 закончился внизу, затем накопилисьанализируемые глины, на которые позже легли пес-чаники цикла 3. В скв. 1 на палеоглубине глинистых

Рис. 2. Выделение границ циклов и неравномерное распределение коллекторов в стратиграфическом объеме пласта

отложений GL 1 отмечаются отложения песчаника,которые относятся к циклу 2. Таким образом, гра-ницы кровли и подошвы глинистых отложений яв-ляются естественными границами циклов осадко-накопления.

Для разделения разреза были выбраны эталонныескв. 3 и 4 таким образом, чтобы подошва глин пре-дыдущего цикла была кровлей последующего: GL 1и GL 2.

В пределах каждого выделенного цикла построеныкарты песчанистости, которые контролируют рас-пределение коллектора и показывают основные на-правления привноса терригенного материала.Кроме того, карты позволяют определить зоны раз-личных геологических тел внутри цикла осадкона-копления (рис. 3).

Все материалы, полученные в ходе геологическихисследований продуктивной части разреза Русскогоместорождения, послужили основой для анализа ре-зультатов сейсморазведки.

Традиционный подход к интерпретации сейсми-ческих данных, основанный на прослеживании от-ражений, соответствующих геологическим пла-стам, построении структурных карт и карт про-гнозных эффективных толщин и активно реали-зуемый в предшествующие годы на Русском место-

рождении, не позволяет решить проблему объ-емного прогноза литологии для заложения гори-зонтальных стволов скважин. Поэтому перед авто-рами встала задача подбора алгоритмов построе-ния литологического куба с учетом сейсмическойинформации и имеющихся неопределенностейстроения месторождения. Неопределенности свя-заны со следующими факторами.

1. Наличие массивной газовой шапки и резкой ла-теральной изменчивости затрудняет динамическуюинтерпретацию и сейсмическую корреляцию. Услов-но протяженные оси синфазности имеют сильнуюизменчивость и прерывистость в плане.

2. Изменение акустических свойств наиболееконтрастно в области газовой шапки, но малодифференцировано за ее пределами. Корреляция взоне газонефтяного контакта (ГНК), где влияниегазовой шапки искажает волновое поле, представ-ляется спорной. В волновом поле фиксируются до-полнительные отражения и создается область«тени» под ГНК.

3. Процесс корреляции волнового поля трудоемоки связан с погрешностями как при корреляции, таки при дальнейшем построении структурных карт.

Для частичного исключения влияния интерфе-ренции и возможного картирования протяженныхосей синфазности одноименных геологическихциклов и последующего прогноза фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в 2013 г. была рассчита-на детерминистическая инверсия. Вместе с тем поимеющимся данным задачу сейсмической корре-ляции по результатам инверсии решить невозмож-но. Оценка точности результатов инверсии показа-ла, что достоверность прогноза коллекторскихсвойств в газонасыщенной зоне в 2 раза выше, чемв нефтеводонасыщенной.

В результате проведенного анализа авторами былсделан вывод, что полученные кубы акустическогоимпеданса (АИ) и соотношение скоростей продоль-ной и поперечной волн vp /vs могут быть использо-ваны для прогноза пространственного распределе-ния литологического состава и коллекторскихсвойств. Однако сложное строение Русского место-рождения и ограничения разрешающей способно-сти сейсморазведки не позволяют применять пара-метрические методы для прогноза литологии.В связи с этим для объемного прогноза литологиииспользовалась оценка вероятности прогноза лито-типов по упругим параметрам (рис. 4).

Нередко разделить литотипы по vp /vs и АИ в от-дельности невозможно. По оценке толщин каждого



Рис.3. Карта песчанистости цикла осадконакопле-ния 18

из литотипов в разрезе Русского месторожденияпреобладающими являются породы-коллекторы/неколлекторы малой толщины с близкими по упру-гим свойствам характеристиками, прогноз которыхзатруднен по данным сейсморазведки вследствиенедостаточной разрешающей способности метода.

Поэтому была предпринята попытка оценитьинтервалы коллектора/неколлектора толщинойболее 10 м, поскольку разрешение сейсмическихданных и, как следствие, результат инверсии, непозволяют выделять тонкие прослои. По скважин-ным данным четко выделяется область понижен-ных значений импеданса, что характеризует кол-лекторы с газовым насыщением и позволяет про-гнозировать их коллекторские свойства. Статисти-чески значимого разделения на нефте- и водонасы-щенные коллекторы по упругим параметрам не на-блюдается в связи с высокой плотностью нефти иее низким газовым фактором.

В результате предпринята попытка использоватьнепараметрический метод оценки функции плотно-сти вероятности для прогноза литотипов1. Основ-ная идея данного подхода заключается в использо-вании оценки функции плотности вероятности длякаждого выбранного литотипа по двум параметрам:vp /vs от АИ.

По литологическим данным оценивается плот-ность вероятности для коллектора и неколлектора.Полученные функции для каждого литотипа ис-пользуются для расчета соответствующих кубов ве-роятности.

Качество вероятностного прогноза оценивалосьпо сходимости геологических данных с сейсмиче-скими (рис. 5) как по скважинам, так и по каждомугеологическому циклу.

Для каждого геологического цикла были выделеныобъемные тела коллектора и неколлектора (рис. 6).Отсечка критерия достоверности прогноза литоти-



Рис. 4. Схема вероятностного прогноза литотипов

1 Characterizing tight, thin reservoirs using high-density 3D seismic- a case study from the central Sichuan Basin/ Bo Liang, Meng Zhang [et al.] //First Break, 2014 (May). – Vol. 32. – P. 85–93.

1 Liang Bo, Zhang Meng et al., Characterizing tight, thin reservoirs using high-density 3D seismic- a case study from the central Sichuan Basin, First Break,2014, May, V. 32, pp. 85–93.

пов выбрана со значениями 60 % и более, что позво-ляет определить точные зоны распространения кол-лектора. Это важно для заложения первоочередныхстволов горизонтальных скважин.

При оценке качества прогноза важен ретроспек-тивный анализ: сравнение эффективных толщинпо новым пробуренным скважинам с прогнозны-ми картами эффективных толщин из геологиче-

ской модели. По завершению работ были пробуре-ны две разведочные скважины, информация по ко-торым послужила критерием оценки результатовпрогноза. Суммарная эффективная толщина ис-следуемого интервала по скважинам была сопо-ставлена с результатами прогноза. Полученная схо-димость по первой и второй скважинам составиласоответственно 90 и 87 %, что свидетельствует одостоверном прогнозе эффективных толщин ипригодности сейсмогеологической модели для пла-нирования бурения новых скважин и проведениягеолого-технических мероприятий.

Выводы1. Для решения задач заложения горизонтальных

скважин на основе сейсмогеологической моделисложнопостроенных залежей по скважинным дан-ным определены характерные особенности строе-ния продуктивных пластов.

2. Стратиграфический разрез разделен на циклыосадконакопления таким образом, чтобы полностьюконтролировать изменения в распределении песча-нистости, что важно для проводки скважин в не-однородном разрезе.

3. По результатам инверсионных преобразованийс применением непараметрической оценки функ-ции плотности вероятности получены кубы веро-ятности прогноза литологии и выделены объемныегеологические тела.

4. Объемные тела визуализированы в геологиче-ской сетке в виде коллектора и неколлектора, чтопозволило использовать полученную сейсмогеоло-гическую модель для контроля и проводки горизон-тальных скважин.

5. Достоверность прогноза эффективных толщинв перспективных зонах по результатам бурения двухскважин достигает 90 %.



Рис. 5. Оценка качества прогноза коллектора

Рис. 6. Пример выделения объемных тел коллекто-ра (желтый цвет) и неколлектора (серый цвет)

УДК 550.832 Н.В. Щетинина, С.А. Ященко,

А.В. Хабаров, 2015



Создание пилотного петрофизического проекта и использование современных подходов в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ВведениеВ статье рассмотрены создание пилотного проекта

для работы в новом регионе нефтедобычи на терри-тории Восточного Увата и использование современ-ных подходов в ООО «Тюменский нефтяной на-учный центр». Новые подходы, разработанные в рам-ках этого проекта по Восточному Увату, в дальней-шем использовались в качестве примера для другихместорождений. Перевод всех интерпретационныхпроцессов в формат скриптов и рабочих процессовпозволил добиться существенной экономии временипри обработке и интерпретации данных, что повыси-ло скорость принятия решений о сохранении или из-менении дальнейшей стратегии работ. Внедреннаясистема оценки качества данных геофизических ис-следований скважин (ГИС) позволила улучшить ка-чество поступающих данных, исключить некоторыегеологические неопределенности и риски.

Результатом работы явились реализация ряда после-дующих проектов по Западной и Восточной Сибири,разработка единых стандартов представления каро-тажных материалов внутри компании, а также внед-рение системы оценки качества материалов ГИС.

Создание базы данных В рамках первого пилотного проекта по Восточно-

му Увату силами команды петрофизиков разработанаи внедрена новая структура базы данных [1], вклю-чающая детальную информацию по керну, каротажу,испытаниям, стратиграфическим разбивкам и резуль-татам интерпретации данных ГИС (рис. 1). Для каж-дой составляющей базы данных разработаны инди-видуальные, адресные шаблоны, после чего вся ин-формация была стандартизована и приведена к фор-мату этих шаблонов, затем загружена в базу данных.

На следующем этапе разработаны единые форматыпредставления планшетов разведочных скважин с от-бором керна, эксплуатационного фонда скважин искважин со специальным каротажем. Такая организа-ция материалов обеспечила комплексный анализ всейинформации о месторождении.

Деконволюция плотностного каротажаПосле привязки керна следующим этапом стал со-

вместный анализ керновых данных с результатамикаротажа. Благодаря инструменту «интерактивноговыделения», позволяющему одновременно выде-лять интересующие зоны на графике и в границахпетрофизического планшета, была отмечена важнаяособенность в строении продуктивного пласта – еготонкослоистое строение с толщиной отдельныхпрослоев ниже разрешающей способности боль-шинства методов ГИС, – не определенную и не уч-тенную в предыдущих работах.

В результате использования процедуры касп-де-конволюции [2–4] был сохранен отклик сигнала отмощных прослоев и восстановлен сигнал в тонкихслоях. Применение деконволюции в разрезе место-рождения улучшило разрешение гамма-гамма плот-ностного каротажа.

Обработка данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК)

Использование модуля NMR обработки данныхЯМК позволило не только оценить качество интер-претации различными сервисными организациями(«Нефтегазгеофизика», «Шлюмберже», Baker Hugh-es) по сравнению с керновыми данными, но и приве-сти все данные к единому формату и выполнить ихпереинтерпретацию с уточнением алгоритма. Уста-

Н.В. Щетинина, С.А. Ященко, А.В. Хабаров, к.т.н. (ООО «ТННЦ»)

Ключевые слова: пилотный проект, база данных, деконволюция, ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), петротипы, литологическаямодель проницаемости, капиллярная модель насыщенности, автоматизация процессов, минимизация геологических рисков.Key words: pilot project, data base, deconvolution, NMR, petrotypes, permeability lithological model, saturation capillary model, automatization, geological risks mitigation.




новлено, что для всех скважин терригенно-карбо-натного разреза использовалась единая отсечка, рав-ная 33 мкс, при том, что разрез на 50 % состоит изкарбонатных отложений. Авторами уточнен алго-ритм обработки данных ЯМК [5, 6]: для терриген-ной части разреза была сохранена отсечка 33 мкс,для карбонатной – обо снована отсечка 66 мкс. Приэтом коэффициент проницаемости kпр по кернусовпал с коэффициентом проницаемости по ЯМК.

Далее был построен кросс-плот проницаемостии пористости по керновым данным и кажущегосяразмера пор по данным ЯМК. В результате вобщем поле корреляции kпр и Kп выделены четырекласса пород, различающихся по виду взаимосвя-зи пористости с проницаемостью и среднему раз-меру пор [7-9], результаты остальных видов иссле-дования керна подтвердили наличие выделенныхобластей.

Распознавание петротипов по каротажуДля идентификации выделенных ранее типов

пород по каротажу использовались литологиче-ские кросс-плоты плотностного (ГГКп) s и ней-тронного (НК) w каротажа�, а также ГГКп и фото-электрического фактора Ре. При этом исходя изобщего анализа в составе пород выделены наибо-лее чистые крупнопоровые песчаники и гравелиты(суперфация), средне-, мелко- и микропоровыепесчаники, алевролиты и карбонатизированныеколлекторы (рис. 2) [9].

Оценка пористостиПористость Кп терригенно-карбонатных коллекто-

ров пласта Ю1 Урненского месторождения оценива-лась по данным плотностного или акустического инейтронного каротажа с поправкой за глинистость погамма-каротажу. Точность определения Кп по акусти-ческому и нейтронному каротажу существенно ниже,что очевидно связано с более низкой вертикальнойразрешающей способностью методов.

Прогноз проницаемости Как показано выше, модель пористости по ГГКп до-

статочно универсальна для всего литологического рядарассматриваемого разреза. В то же время достовернаяоценка проницаемости не может быть выполнена безучета литологии. В связи с этим установлены индиви-дуальные зависимости kпр=f(Кп) для каждого выделен-ного литотипа (см. рис. 2). Как видно из рис. 2, неучетлитологических трендов приводит к возникновению«порядковых» ошибок при оценке проницаемости [9].

Построение капиллярной модели насыщенности

На данном этапе особое внимание было уделено на-стройке капиллярной модели насыщенности. С этойцелью все капиллярные данные аппроксимированыединой математической моделью Brooks – Corey [10,11], выбранной из других капиллярных моделей(Thomeer, Brooks-Corey, Leverett J, Lambda), как наибо-лее точно описывающая фактические данные.

Рис. 1. Структура организации базы данных на платформе Techlog



В результате установлена возможность оценки неф-тенасыщенности методом, не зависящим от данныхскважинной электрометрии. При этом результирую-щая капиллярная модель представляет собой зависи-мость водонасыщенности коллекторов от их высотынад зеркалом чистой воды и соотношения проницае-мости и пористости (рис. 3). Кроме того, настройкакапиллярной модели позволила осуществить прогнозостаточной водонасыщенности в зоне предельногонасыщения.

Автоматизация процессов Организация всего процесса вычисления в формате

единого «скрипта» позволила оперативно уточнятьалгоритмы за счет автоматической пакетной пере-интерпретации данных. Такая возможность также не-заменима при расчете прогнозной продуктивностипо всему фонду скважин для сравнения с фактиче-ской продуктивностью.

Организация доступа к информации для мультидисциплинарной команды

Необходимо отметить прозрачность организациидоступа из ПК Petrel к данным с использованием спе-циального плагина, который обеспечивает возмож-ность копирования и обмена данными напрямую, чтосущественно экономит время, ранее требовавшеесядля выгрузки и загрузки данных.

ЗаключениеОдновременно с развитием петрофизического про-

екта осуществлялось интенсивное разбуриваниеновых участков месторождения, и созданная единаябаза проекта позволила оперативно выполнять сопро-вождение вновь пробуренных скважин и сократитьвремя принятия решений об изменении дальнейшейстратегии бурения. Так, по результатам интерпретацииодного из пилотных стволов принято решение об из-менении траектории горизонтальной скважины, что,

Рис. 2. Литологическая модель проницаемости горных пород пласта Ю1 Урненского месторождения

Рис. 3. Зависимость водонасыщенности Кв от высоты Н пласта Ю1 Урненского месторождения над зеркалом чистой воды



во-первых, сэкономило время буровой бригады, во-вторых позволило избежать риска бурения в областьотсутствия коллекторов. Похожая проблема была ре-шена с использованием имиджей плотностного каро-тажа, обработка результатов которого также была вы-полнена специалистами ООО «ТННЦ».

Модернизация петрофизической службы продол-жается: команда петрофизиков ООО «ТННЦ» и «РН-Уватнефтегаз» разработала и внедрила систему оцен-ки качества каротажа (рис. 4), которая позволила закороткий срок значительно улучшить качество посту-пающей информации. В рамках последующих про-

Рис. 4. Пример заключения по оценке качества каротажа



ектов петрофизической службой разработаны и внед-рены алгоритмы оценки обводненности продукции,что позволило подготавливать рекомендации повскрытию потенциально перспективных объектов, адочерним организациям принимать решение о выбо-ре интервалов перфорации с учетом этих данных.

Разработанные новые подходы и практики принятына вооружение не только департаментами по разра-ботке месторождений, но и департаментами по геоло-горазведке, которые стали широко использовать ка-пиллярные модели насыщенности для обоснованиязаложения новых поисковых и разведочных скважинс учетом данных сейсморазведки, а также для оценкиперспективности ловушек.

Таким образом, модернизация петрофизическойслужбы позволила сэкономить ресурсы компании,минимизировать геологические риски и неопределен-ности, а также эффективно управлять стратегией раз-работки и разведки месторождений.


1. Thakur G.C. What is Reservoir Management?//JPT. – 1996. – June.P. 520–525.

2. Flaum C., Galford J.E., Hastings A. Enhanced vertical resolution proces-sing of dual detector gamma-gamma density logs // SPWLA Twenty-Eight Annual Logging Symposium. – 1987. – June 29–July 2.

3. Хабаров А.В., Волокитин Я.Е., Боркент Э.Я. Методика оценки по-ристости тонкослоистых пластов-коллекторов// Каротажник. –2009. – № 12(189). – С. 129–143.

4. Щетинина Н.В, Немирович Т.Г. Подходы к обработке исходныхданных геофизических исследований скважин для повышения точ-ности результатов интерпретации и снижения геологических не-определенностей. // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – C. 12-15.

5. Trends in NMR Logging / D. Allen, C. Flaum, T.S. Ramakrishnan[et al.] // Oilfield Review. – 2000. – № 3 (Autumn). – P. 2–19.

6. Еникеев Б.Н. Проницаемость по ЯМК (Опыт сравнения оце-нок) // Тезисы конференции «Геомодель 2011». – Геленджик,2011. – 380 с.

7. Determination of rock quality in sandstone core plug samples usingNMR/ P. Romero, G. Bruzual, O. Su�rez [et al.] // SCA2002-51. – P. 1–6.

8. Dunn K., LaTorraca G., Bergman D. Permeability relation with otherpetrophysical parameters for periodic porous media // Geophysics. –1999. – N64(2). – P. 470–478.

9. Уточнение проницаемости терригенно-карбонатных коллекто-ров Урненского месторождения / Н.В. Щетинина [и др.] // Нефтя-ное хозяйство. – 2012. – № 10. – C. 21–23.

10. Brooks R.H., Corey A.T. Properties of porous media affecting fluidflow // J. of the Irrigation and Drainage Division, Proc. of ASCE. – 1966. –Vol. 92. – № IR2. – P. 61–68.

11. Brooks R.H., Corey A.T. Hydraulic Properties of Porous Media // Co-lorado State University Hydrology. – 1964. Paper no. 3.

12. Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных кол-лекторов/ под ред. И.Г. Шнурмана. – Краснодар, 2010. – 306 с.

13. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы опре-деления параметров нефтегазовых коллекторов. – М.: Недра,1978. – 318 с.

14. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофи-зика. – М.: Недра, 1991. – 368 с.

References 1. Thakur G.C., What is Reservoir Management, JPT, 1996, June,pp. 520–525.

2. Flaum C., Galford J.E., Hastings A., Enhanced vertical resolution pro-cessing of dual detector gamma-gamma density logs, SPWLA Twenty-Eight Annual Logging Symposium, 1987, June 29 July 2.

3. Khabarov A.V., Volokitin Ya.E., Borkent E.Ya., Karotazhnik, 2009,no. 12(189), pp. 129–143.

4. Shchetinina N.V, Nemirovich T.G., Neftyanoe khozyaystvo = Oil In-dustry, 2012, no. 10, pp. 12–15.

5. Allen D., Flaum C., Ramakrishnan T.S. et al., Trends in NMR logging,Oilfield Review, 2000, no. 3 (Autumn), pp. 2–19.

6. Enikeev B.N., Proceedings of conference “Geomodel’ 2011”, Gelend-zhik, 2011, 380 p.

7. Romero P., Bruzual G., Su�rez O. et al., Determination of rock qualityin sandstone core plug samples using NMR, SCA2002-51, pp. 1–6.

8. Dunn K., LaTorraca G., Bergman D., Permeability relation with otherpetrophysical parameters for periodic porous media, Geophysics, 1999,64(2), pp. 470–478.

9. Shchetinina N.V., Khabarov A.V. et al., Neftyanoe khozyaystvo = OilIndustry, 2012, no. 10, pp. 21–23.

10. Brooks R.H., Corey A.T., Properties of porous media affecting fluidflow, J. of the Irrigation and Drainage Division, Proc. of ASCE, 1966,V. 92, no. IR2, pp. 61-68.

11. Brooks R.H., Corey A.T., Hydraulic properties of porous media, Co-lorado State University Hydrology, 1964, paper no. 3.

12. Aktual’nye voprosy petrofiziki slozhnopostroennykh kollektorov (To-pical issues of petrophysics of complex reservoirs): edited by Shnur-man I.G., Krasnodar, 2010, 306 p.

13. Vendel’shteyn B.Yu., Rezvanov R.A., Geofizicheskie metody oprede-leniya parametrov neftegazovykh kollektorov (Geophysical methods ofdetermining the parameters of oil and gas reservoirs), Moscow: NedraPubl., 1978, 318 p.

14. Dobrynin V.M., Vendel’shteyn B.Yu., Kozhevnikov D.A., Petrofizika(Petrophysics), Moscow: Nedra Publ., 1991, 368 p.



История развития петрофизической моделиверхнечонского горизонта

ВведениеВ настоящее время традиционные нефтегазонос-

ные провинции РФ уже не могут обеспечить балансмежду добычей углеводородного сырья и приро-стом запасов открываемых месторождений. Это об-условливает актуальность изучения нефтегазовыхколлекторов Восточной Сибири.

В статье на примере развития петрофизическоймодели верхнечонского горизонта рассмотрен опытООО «ТННЦ» по сопровождению одного из круп-нейших проектов ОАО «НК «Роснефть» в Восточ-ной Сибири.

На основе многочисленных исследований [1-7]были выработаны современные подходы к петро-физическому обеспечению интерпретации данныхгеофизических исследований скважин (ГИС) в засо-лоненых коллекторах, успешно систематизирован-ные и дополненные специалистами ООО «ТННЦ»как в области исследований керна, так и в методиче-ских подходах к интерпретации результатов ГИС.

История развития петрофизической модели верх-нечонского горизонта началась в 1978 г. и продолжа-ется в настоящее время. Наиболее значимый вклад вее развитие внесли такие организации, какОАО «Верхнечонскнефтегаз», ГГП «Востсибнефте-газгеология», DeGolyer and MacNaughton Corp.,ОАО «ТНК-BP Менеджмент», ООО «ГеоПир»,ООО «ТННЦ», РГУ нефти и газа имени И.М. Губки-на, Schlumberger. Особенно важна роль в созданииобновленной петрофизической модели верхнечон-ского горизонта геологической службы ДО «Верхне-чонскнефтегаз».

Краткая характеристикаВерхнечонское нефтегазоконденсатное место-

рождение является одним из наиболее крупныхпо запасам углеводородов месторождений Вос-точной Сибири. Однако сложное геологическоестроение месторождения, многочисленные разло-мы, высокая минерализация пластовых вод и за-солонение коллекторов при низких пластовыхтемпературах и давлении затрудняют разработкупродуктивных горизонтов. Основные запасынефти категорий С1 и С2 приурочены к пластамверхнечонского горизонта (Вч) нижнемотскойподсвиты. Породы горизонта ВЧ сложены терри-генными кварцевыми песчаниками от гравийныхконгломератов и гравелитов до разнозернистыхпесчаников и алевролитов с примесью полевыхшпатов и акцессорных минералов (рис. 1). На-блюдаются многочисленные вторичные преобра-зования пород и заполнение порового простран-ства коллекторов кристаллизованным галитом,резко ухудшающим их фильтрационно-емкост-ные свойства (ФЕС) [8]. Отмечаются также суль-фатизация и карбонатизация пород.

Анализ многочисленных результатов исследова-ния керна показывает, что засолонению подверглисьвсе литологические разности продуктивного разре-за. При этом наибольшая степень засолонения ха-рактерна для крупнозернистых литологических раз-ностей, имеющих изначально наилучшие ФЕС: гра-вийных конгломератов и песчаников, а также песча-ников. Неоднородность литологического состава иразная степень засолонения проявляются в боль-

Н.В. Щетинина, Я.И. Гильманов, к.г.-м.н., Д.А. Анурьев, к.т.н., Е.С. Бусуек (ООО «ТННЦ»)

УДК 550.8.072 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: коэффициент засолонения, гравелиты, комплексный анализ керна, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, гидродинамический каротаж, гамма-спектрометрия, ядерно-магнитный каротаж (ЯМК).Key words: salinization coefficient, gravelstones, comprehensive core analysis, extensive well logging suite, production logging, gammaspectrometry, nuclear magnetic logging (NML), method for porosity calculation adjusted for the degree of rock salinization, horizontal welllogs interpretation, layered 2D model.




шом диапазоне открытой пористости (0,2–26,2 %) ипроницаемости (от 0,002·10-3 до 10 мкм2) [9].

Породы пласта Вч характеризуются высокойанизотропией проницаемости перпендикулярнойнапластованию, которая согласно данным анализакерна варьирует в широком диапазоне (1,2–21 присреднем значении 5,1) и связана, по-видимому, нетолько с неравномерным засолонением пород, но иналичием слоистой глинистости в разрезе. При-сутствует латеральная неоднородность по пори-стости и проницаемости для образцов из одногоместа отбора.

Открытие Верхнечонского месторождения Верхнечонское поднятие было подготовлено сейс-

моразведкой для поискового бурения в 1976 г. В ре-зультате в 1978 г. открыто Верхнечонское месторож-дение, высокая продуктивность связана с песчани-ками терригенного комплекса нижнемотской под-свиты (пласты Вч1, Вч2). Запасы свободного газа,газа газовых шапок, конденсата, нефти и растворен-ного газа по данным сейсморазведки и бурения 3 па-раметрических, 8 поисковых и 27 разведочных сква-жин были утверждены ГКЗ СССР 23.11.86 г. [10].

В отчете по подсчету запасов нефти и газа 1986 г.для выделения эффективных толщин предлагалосьиспользовать граничное значение естественной ра-диоактивности пород, равное 12 мкР/ч, что привелок заниженной оценке эффективных толщин [11].

При последующем подсчете запасов от этого крите-рия отказались.

В процессе бурения размеры поднятия уточнилисьв сторону увеличения, что потребовало проведениядетализационных сейсмических работ параллельнос разведочным бурением (1983-1987 гг.) [10].

Петрофизическая модель подсчета запасов в 1994 г.

Следующий подсчет запасов выполнен в 1994 г.(ПЗ 1994 г.). На тот момент было пробурено еще60 разведочных скважин, 2 из которых – с примене-нием нефильтрующего раствора со сплошным отбо-ром керна, что позволило определить нефтенасы-щенность прямым методом. Отбор керна выполненв 95 скважинах. Охарактеризованность эффектив-ных толщин составила 34,9–46,3 %. Керн изучался влабораториях ГГП «Востсибнефтегазгеология»,Вост СибНИИГГиМС, ВНИИнефти и др. [10].

Информация о технологии исследования керна,отобранного до 1994 г. и изученного в ГТП «Вост -сибнефтегазгеология», в основном утрачена и носитэпизодический характер. Исследования керна про-водились в соответствии с требованиямиГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 26450.2-85, ОСТ-39-204-86 идругих нормативных документов. Программа изуче-ния керна включала расширенный литолого-петро-физический комплекс стандартных и специальныхисследований. Образцы изготавливались либо на

Рис. 1. Породы верхнечонского горизонта по фотографиям керна в дневном (ДС) и ультрафиолетовом (УФ) свете (Kсол – коэффициент засолонения по данным рентгеноструктурного анализа керна (Halit))

воде, либо на керосине, либо на масле. Экстракция,по всей видимости, проводилась в спиртобензоль-ной смеси. Коэффициент пористости Kп определял-ся методом Преображенского (керосин), проницае-мости kпр – на приборе ГК-5. Наличие битума уста-навливалось визуально по данным люминисцентнобитуминозного анализа (ЛБА). Гранулометрическийсостав определялся по шлифам, ситовой анализ непроводился. Коэффициент засолонения поровогопространства Kсол не определяли, точных данных попробоподготовке нет, при этом известно, что для на-сыщения использовался предельный раствор NaCl.

Впервые для коллекторов Восточной Сибири быливыполнены исследования капиллярометрии методомполупроницаемой мембраны и с помощью ультрацен-трифуги. Полученные результаты показали хорошуюсходимость с оценкой сохраненной водонасыщенно-сти на образцах керна, отобранных с использованиемраствора на нефтяной основе (РНО). Фильтрационныеэксперименты выполнены на единичных образцах ипри температуре 18–20 °С, что выше пластовой на4–6 °С. Специальные исследования показали, что в ре-зультате фильтрации пресной воды через засолонен-ные коллекторы происходит их рассолонение [11].

На момент подготовки ПЗ 1994 г. основные видыГИС включали метод кажущегося сопротивления(КС), кавернометрию (КВ), гамма-каротаж (ГК), ней-тронный-гамма каротаж (НГК), инклинометрию, га-зовый, акустический (АК), боковой (БК), микробоко-вой (БМК) каротаж, боковое каротажное зондирова-ние (БКЗ) и индукционный каротаж (ИК), для выпол-нения которых имелись необходимые аппаратура иметрологическое обеспечение. Дополнительные видыГИС использовались для решения частных задач. Так,опробование пластов приборами гидродинамическо-го каротажа (ГДК) проводилось с целью уточнения иобоснования эффективной толщины коллектора,определения характера насыщения пластов и положе-ния контактов между флюидами [11].

Такие виды исследований, как гамма-гамма плот-ностной каротаж (ГГКп), нейтронный каротаж потепловым нейтронам (ННКт), ИК, вследствие недо-статочного оснащения аппаратурой проведены в не-которых скважинах в опытно-методическом поряд-ке. Кроме того, низкий методический уровень про-ведения метрологических поверок аппаратуры ра-диоактивного каротажа (РГП) не обеспечил каче-ства эталонировки и калибровки кривых ГГКп, не-обходимого для количественной интерпретации.

При окончательной оценке качества материаловГИС широко использовались показания, зарегистри-рованные против опорных объектов: пластов солей

(интервальное время 220 мкс/м), ангидритов(163 мкс/м), а также пластов аргиллитов низкого со-противления с номинальным диаметром скважины,залегающих над верхнечонским горизонтом [11].

Выделение коллекторов и определение эффектив-ных толщин осуществлялись путем дифференциро-ванного использования всего имеющегося комплек-са прямых качественных признаков и косвенных ко-личественных критериев. Наиболее приемлемым ишироко распространенным качественным призна-ком коллекторов для Верхнечонского месторожде-ния является изменение значений КС по комплексузондов БК-БМК. Остальные признаки при выделе-нии коллекторов не получили широкого примене-ния, так как при существующей технологии буренияотсутствовала шламовая корка [11].

Для выделения уплотненных низкопористых про-слоев коллекторов использовались данные ГДК.С учетом частого чередования уплотненных непро-ницаемых прослоев оптимальный шаг исследованиясоставил 0,4 м, в некоторых случаях – 0,2 м. При ин-терпретации результатов ГДК однородный по дан-ным ГИС прослой относился к коллектору, если изнего получали приток флюида с восстановлениемпластового давления рпл хотя бы в одной точке [11].

При отсутствии прямых качественных признаковколлекторов использовались косвенные количе-ственные критерии для газонасыщенных пород:Kп.гр = 4 %, kпр.гр = 0,4·10-3мкм2, для нефтенасыщен-ных Kп.гр=6,2 %, kпр.гр=0,9·10-3мкм2. В связи с тон-ким переслаиванием песчаников, аргиллитов и алев-ролитов для надежного выделения коллекторов иопределения эффективных толщин применялся АК.

Установлено, что пористость пластов-коллекторовпо образцам керна изменяется в пределе 10–22 %.С учетом этого, пласты, характеризующиеся интер-вальным временем более 270 мкс/м, что по петрофи-зическим зависимостям соответствует пористости22 %, не включались в эффективную толщину при от-сутствии дополнительных признаков коллектора. Приэтом учитывались показания НГК, БК (против песча-ников они выше, чем против аргиллитов). Таким об-разом, для выделения коллекторов по данным АК ис-пользовались два граничных значения интервальноговремени: верхнее 270 мкс/м и нижнее 208 мкс/м [11].

Граничное значение естественной радиоактивностидля верхнечонского горизонта не установлено. Намомент ПЗ 1994 г. было накоплено достаточно мате-риала, подтверждающего наличие в продуктивныхгоризонтах Вч1 и Вч2 прослоев гравелитов, подверг-шихся влиянию вторичных процессов (битуминиза-ции, гидрослюдизации), обогащенных органическим



веществом и включающих акцессорные минералы,которые характеризуются высокой естественной ра-диоактивностью, иногда превышающей 20 мкР/ч. Поостальным методам ГИС их характеристика анало-гична характеристике песчаников [11].

Оценка пористости пород проводилась по даннымзависимости ГИС – керн: ∆t = f(Kп) для терригенныхотложений Верхнечонского месторождения, по-строенным отдельно для пастов Вч1 и Вч2:

Вч1: Kп = 0,267·∆t-50, r = 0,92, N = 93; (1)Вч2: Kп = 0,292·∆t -56, r = 0,85, N = 199. (2)

Была установлена связь содержания тория Стh ссодержанием глинистой фракции Сгл для песчани-ков Верхнечонского месторождения

Стh = 0,268 + 0,352·Сгл – 0,004(Сгл)2, r = 0,88. (3)

Оценка коэффициента водонасыщенности выпол-нялась на основании классических зависимостей

(4)

(5)

Верхнечонский горизонт вскрывался c промывкойРНО в скв. Х и Y. Средняя водонасыщенность K

Вв

скв. X, определенная по 17 образцам из нефтенасы-щенной части горизонта, составляет 20,4 %, а из га-зонасыщенной по 4 образцам – 19,9 %. По ГИС этивеличины равны соответственно 21 и 13 %. С учетомнезначительного выноса керна из газонасыщеннойчасти горизонта коэффициент газонасыщенностиKг при подсчете запасов газа принимался по даннымГИС, а при подсчете запасов нефти водонасыщен-ность принималась равной 20 %.

Разработанные ГГП «Востсибнефтегазгеология» врамках ПЗ 1994 г. алгоритмы обеспечили относи-тельно надежное определение эффективных тол-щин коллекторов за счет гидродинамических иссле-дований (ГДИ).

Продолжение программы исследованийместорождения

В соответствии с программой эксплуатационногобурения ДО «Верхнечонскнефтегаз» на 2005–2008 гг.был отобран керн из шести скважин. Исследованияего проводились ОАО «ТомскНИПИнефть» с учетомособенностей засолоненых коллекторов, установлен-ных при подготовке ПЗ 1994 г. Для выбуривания ис-

пользовалась дизельное топливо, насыщение образ-цов проводилось моделью пластовой воды с предель-ным содержанием NaCl и керосина. Экстракция вы-полнялась в спиртобензольной смеси с использовани-ем экстрактора СЕ-520. Как показывает практика, экс-тракция в таких приборах является неполной.

Впервые в программу исследований керна Верхне-чонского месторождения вошли профильное измере-ние естественной радиоактивности, фотографирова-ние в белом и ультрафиолетовом свете, оценка про-фильной проницаемости. Капиллярометрия прово-дилась методом полупроницаемой мембраны придавлении рс, не превышающем 0,46 МПа. Фильтра-ционные эксперименты выполнялись на составныхмоделях при комнатной температуре. Специальныепетрофизические эксперименты включали изучениеакустических и электрических параметров в атмо-сферных и термобарических условиях. Кроме того,была реализована программа расширенного комплек-са литолого-петрографических исследований.

В 2007 г. ОАО «ВНИИНефть» в рамках научно-ис-следовательской работы «АСПО и их влияние нафильтрацию» были задействованы насыпные моделииз кернового материала пласта Вч старых (до 2005 г.)скважин. Впервые применен криостат для поддержа-ния температуры эксперимента в диапазоне 4–14 °С.

В этом же году специалисты ФГУНПГП «Иркутск-геофизика» под руководством К.С. Турицына вы-полнили работы по теме «Выделение зон различно-го качества и степени засолонения коллекторов наоснове обработки данных ГИС и керна Верхнечон-ского месторождения (Иркутская область)».

Степень засолонения по керну старых скважинопределялась двумя методами:

1) отмывка в дистиллированной воде и расчет

СNaClотм =(Р1- Р2)/Р2·100, (6)

где Р1, Р2 – масса соответственно до и после от-мывки;

2) отмывка в дистиллированной воде и расчет

(7)

где Kп.к, Kп.в – пористость соответственно по керо-сину до отмывки и воде после отмывки.

Петрофизическая модель DeGolyerand MacNaughton Corp.

Сопоставление результатов интерпретации данныхГИС и лабораторных исследований керна добываю-

PK

N

PK

r N

0,196; � =53;

1; � � =� 0,99; =162.

пп2,72

нв1,88

=

=

CK K

K1,24

(1 0,01),K

NaClп.в п.к

п.к

п=

−

− ⋅



щих скважин, выполненное ОАО «ТомскНИПИ-нефть», позволило установить, что алгоритмы ПЗ1994 г. для расчета ФЕС по данным геофизических ис-следований добывающих скважин отличаются низ-кой подтверждаемостью и большими диапазонаминеоднозначности, поэтому специалистами компанииDeGolyer and MacNaughton Corp. была пересмотренапетрофизическая модель коллекторов.

В первую очередь были проведены нормированиекривых АК и БК и расчет глинистости по даннымНГК, ГК, БК, а также литологическая типизация раз-реза по данным керна и комплексирования методовАК-НГК: выделены глины, низко- и высокопроницае-мые песчаники, песчаники засолоненные, ангидрити-зированные и карбонатизированные, кора выветри-вания и фундамент. Высоко- и низкопроницаемыепесчаники удалось разделить на основании отсечки10 Ом·м по данным МБК. Установлено, что АК не ре-гистрирует вторичную пористость песчаников, об-условленную растворением зерен.

Пористость определялась по данным АК и НГК.Для расчета проницаемости песчаников использо-вались следующие зависимости для высоко- и низ-копроницаемых коллекторов:

(8)

(9)

Водонасыщенность на основании Пикет-плотаопределялась по уравнению

(10)

где a – коэффициент, который для высоко- и низ-копроницаемых коллекторов принимался равнымсоответственно 0,46 и 1; Rв = 0,04 – удельное элек-трическое сопротивление (УЭС) пластовой воды;Rп – скорректированное за зону проникновенияУЭС пласта.

Однако предложенная модель также не сняла су-ществующие неопределенности в оценке ФЕС.

Кластерный анализВ 2009 г. специалистами компаний IRIS (г. Ставан-

гер, Норвегия), ОАО «ТНК-BP» (г. Москва) иООО «ТННЦ» (г. Тюмень) была разработана методи-ка классификации пород верхнечонского горизонта сприменением кластерного анализа и нейронныхсетей. В рассматриваемом проекте использовался такназываемый метод K-средних, основанный на по-строении K различных кластеров, расположенных намаксимально возможных расстояниях друг от друга.

В результате должны получиться различающиесясредние для большинства измерений, используемыхв анализе [12].

Методика получения алгоритмов классификациипород была реализована в модуле FACIMAGE системыобработки данных керна и ГИС Geolog 6.7. Классы иих число подбирались итерационным путем, в резуль-тате дальнейшего объединения краевых классов былополучено пять групп коллекторов. Коэффициент по-ристости определялся по зависимости керн – ГИСKп = f (DT). Коэффициент нефтенасыщенности кол-лекторов рассчитывался с использованием уравненийPп = f (Kп) и Pн = f (Kв). Раздельно для классов породзависимости получить не удалось, так как точки раз-ных классов пород находятся в одной области.

Для уточнения связи коэффициента проницаемо-сти с коэффициентом пористости по данным ана-лиза керна построены зависимости для каждойгруппы пород-коллекторов. Применение алгоритмаклассификации заметно улучшило качество прогно-за коэффициента проницаемости по данным ГИС[12]. Однако данный подход – лишь временная мера:для более четкого понимания модели коллектора не-обходимо выполнить полный спектр достоверныхисследований керна [12].

Изменение подхода к исследованию верхнечонского горизонта

В 2009 г. ДО «Верхнечонскнефтегаз» для сопровож-дения проекта разработки пласта Вч было иниции-ровано проведение специальных комплексных пет-рофизических и потоковых экспериментов на имею-щемся керновом материале. Исследования проводи-лись в ООО «ТННЦ», SPT GROUP (ООО «ГазпромВНИИГАЗ»). В работах использовался керн из ста-рых скважин. Подготовка образцов керна проводи-лась в рамках работ «Дополнительные исследованиякерна Верхнечонского месторождения», выполняе-мых ООО «ТННЦ». Исследование показало, что вОАО «ТомскНИПИнефть» при подготовке керново-го материала к продольной распиловке он подвер-гался воздействию пресной воды, в результате про-исходило неконтролируемое рассолонение.

При проведении фильтрационных экспериментов вООО «ТННЦ» использовался криостат, позволяю-щий поддерживать температуру экспериментов в диа-пазоне 6–14 °С. С его помощью установлено, что ис-пользование раствора NaCl предельной концентра-ции (296 г/л) вносит большие неопределенности в ре-зультаты специальных петрофизических и фильтра-ционных экспериментов.

Тонкослоистое строение верхнечонского горизонта,

Ka R

R K,в

в

п п2=

⋅

⋅

k 10 ,K K Kпр

(0,00048 0,02639 0,5532 1,768)п3

п2

п=

⋅ − + −

k 10 .K K Kпр

(0,00051 0,0164 0,2595 1,4856)п3

п2

п=

⋅ − + −



наличие вторичных преобразований коллектора (засо-лонение, незначительная карбонатизация и ангидрити-зация), отсутствие расширенного комплекса ГИС ввертикальных скважинах с керном и методики ком-плексного изучения кернового материала вызвали не-обходимость пересмотра подхода к изучению пласта.

Впервые адресные рекомендации о необходимостикомплексного подхода к изучению данных керна изамены текущего комплекса ГИС на расширенныйбыли сформулированы Т.Ф. Дьяконовой в рамкахработ ООО «ГеоПир». Под руководством геологиче-ской службы ДО «Верхнечонскнефтегаз» в расши-ренный комплекс ГИС во всех вертикальных сква-жинах с отбором керна были включены ядерно-маг-нитный каротаж (ЯМК), ГГКп, широкополосныйакустический каротаж (АКШ), НК, КВ, СГК, много-зондовый индукционный (ИКЗ) или многозондо-вый боковой (БКмз) каротаж, резистивиметрия,гидродинамические исследования скважин (ГДИС).

Начиная с 2009-2010 гг. в центре исследования кернаООО «ТННЦ» стала развиваться технологическаясхема комплексного исследования засолоненного кернаВерхнечонского месторождения (рис. 2).

Был проведен доскональный анализ качества всегоимеющегося материала по лабораторным исследова-ниям и выполнена оценка его достоверности. Крити-ческой оценке подверглись методики подготовки иисследования керна Верхнечонского месторождения вразных лабораториях. Специалистами ООО «ТННЦ»установлено, что использование воды при распиловке

керна и экстракция в спиртобензольной смеси для за-солоненных образцов приводит к изменению струк-туры порового пространства – вымыванию частисоли (галита). Для засолоненных коллекторов такжене рекомендуется использовать модель воды с пре-дельной концентрацией NaCl.

Основой комплексной схемы изучения засолонен-ных коллекторов является сохранение естественнойзасолоненности керна и обеспечение температур-ных условий в фильтрационных экспериментах.

В 2009–2010 гг. при исследовании керна в лаборато-рии ООО «ТННЦ» были предприняты меры, пред-отвращающие неконтролируемое изменение степе-ни засолонения порового пространства. В соответ-ствии с разработанной программой на каждом этапеисследования минимизировалось использованиежидкостей, растворяющих галит. Продольную рас-пиловку полноразмерного керна проводили насухую. При изготовлении образцов в качестве охлаж-дающей жидкости использовали масло, экстракциюобразцов выполняли в растворе чистого бензола, ем-костные свойства определяли по газу (гелию) или сиспользованием керосина. Применение такой техно-логии увеличивает продолжительность подготовкиобразцов как минимум в 2 раза по сравнению с об-щепринятыми методиками, однако значительно сни-жает возможность изменения структуры поровогопространства при подготовке и проведении исследо-ваний. Была модифицирована также технологияподготовки образцов керна к петрографическому



Рис. 2. Технологическая схема комплексного исследования засолоненного керна Верхнечонского месторождения

анализу. В программу исследований введен расши-ренный литолого-петрографический комплекс ис-следований керна из одного места отбора (РСА, РФА,гранулометрический и петрографический анализы).Все специальные петрофизические экспериментыпроводились с использованием пластовой воды ми-нерализацией 450–480 г/л. На последнем этапе работопределялась степень засолонения Kсол [9].

В 2010 г. была подготовлена типовая программаисследований керна на период 2011–2013 гг. Без ак-тивной поддержки геологической службы ДО «Верх-нечонскнефтегаз» (А.Н. Лазеев, Я.И. Гордеев, С.О.Маслов) принятие трехлетней программы было быневозможным.

Благодаря результатам исследований керна по новойтехнологической схеме, выполненных с 2010 по 2013 г.,а также внедрению расширенного высокотехнологич-ного комплекса ГИС специалистам из РГУ нефти и газаимени И.М. Губкина и ООО «ТННЦ» под руковод-ством работников геологической службы ДО «Верхне-чонскнефтегаз» удалось разработать новую петрофи-зическую модель, основы которой были использованыпри ПЗ 2014 г. и успешно применяются для современ-ной геолого-гидродинамической модели.

Петрофизическая модель 2011–2014 гг.Анализ кернового материала показал, что засолоне-

ние разреза преимущественно связано с чистыми, не-глинистыми интервалами. Таким образом, исходя изтого, что результаты ГИС не учитывают глинистость винтервалах засолонения, была составлена комплекснаяпалетка ГГКп и НК для одновременной оценки коэф-фициента пористости с учетом коэффициента засоло-нения и/или коэффициента глинистости пород. Присовпадении пористости по ГГКп и НК W порода соот-ветствует чистым песчаникам. При повышении содер-жания галита в породе увеличивается пористость поГГКп относительно пористости по НК. Превышениепористости по НК пористости по ГГКп обусловленосодержанием в породе глинистых минералов, в этомслучае пористость принимается по ГГКп [13, 14].

Комплексирование методов ГГКп-НК и АК-НКпозволяет одновременно учесть степень засолонен-ности и определить коэффициент пористостипород верхечонского горизонта (рис. 3). Cходимостькоэффициентов пористости, определенных покерну, ЯМК, ГГК – НК и АК – НК, хорошая, что под-тверждает надежность разработанных алгоритмов.Новые граничные значения близки к обоснованнымв ПЗ 1994 г. (для нефтенасыщенных коллекторовKп.гр=6,5 %, kпр.гр= 0,001 мкм2; для газонасыщен-ных – Kп.гр=4 %, kпр.гр=0,6·10-3 мкм2.

Несколько изменился подход в оценке проницаемо-сти пород верхнечонского горизонта: по данным ис-следования капиллярометрии была установлена трех-мерная связь kпр = f(Kп, Kв.о). Полученная зависимостьиспользована при интерпретации методов ГИС. Длярасчета остаточной водонасыщенности использова-лись два алгоритма: 1) палетка Kв.о = f(W, ГГК); 2) таккак практически все скважины месторождения заисключением единичных расположены в зоне пре-дельного нефтегазонасыщения, остаточную водона-сыщенность можно приравнять к водонасыщенно-сти, полученноой по модели Арчи – Дахнова, по-строенной на основании данных современных ис-следований керна (Рп = Kп

-2,07, Рн = Kв-1,59).

Проведенные работы позволили существенно по-высить качество прогноза петрофизической моде-ли. Помимо возможности прогнозировать засолоне-ние коллектора, существенно повысилась точностьоценки проницаемости, что, как правило, являетсяособо проблемным вопросом петрофизическогообеспечения, но в то же время важным с практиче-ской точки зрения. На рис. 4 отражена динамикаточности прогнозов проницаемости.



Рис. 3. Палетка ГГКп – НК (а) и АК – НК (б) для опре-деления коэффициентов пористости и засолонениягорных пород верхнечонского горизонта [13]

Интерпретация результатов исследованийгоризонтальных скважин верхнечонского горизонта

С 2012 г. в ТННЦ ведутся разработки методикиинтерпретации данных исследований горизонталь-ных и сильно наклонных скважин в модуле 3DP Tec-hlog. В настоящее время выполнен первый пилот-ный проект, по результатам трехмерного петрофи-зического моделирования получены скорректиро-ванные значения эффективной толщины пласта икоэффициентов пористости, нефтенасыщенности ипроницаемости, позволившие улучшить адаптациюгеолого-гидродинамической модели за счет умень-шения расчлененности. Работы в этом направлениипродолжаются.

Выводы1. В результате тесного взаимодействия недро-

пользователя внутренних и внешних экспертов раз-ного уровня была разработана технологическаясхема исследования засолоненного керна, основан-ная на комплексном подходе к исследованиям керна.

2. Внедрение комплексного подхода к изучениюкерна и оптимального комплекса ГИС с обеспечени-ем метрологического контроля позволило пересмот-реть всю петрофизическую модель верхнечонскогогоризонта. Полученный результат был утвержденГКЗ в 2014 г.

3. Основными преимуществами новой петрофи-зической модели являются возможность прогно-зирования засолонения порового пространствапласта Вч, повышение точности оценки пористо-сти и водонасыщенности. Установленная трехмер-ная связь проницаемости с пористостью и водона-сыщенностью позволила существенно повыситькачество прогноза.

4. Петрофизическая модель послужила основой гео-лого-технологической модели пласта, по которойбыли приняты основные проектные решения и кото-рая активно используется в мониторинге разработкиместорождения. Кроме того, последняя версия петро-физической модели была использована при петро-упругом моделировании в ходе выполнения работ постохастической инверсии сейсмических данных.


1. Синьков А.В., Яценко Г.Г. Опыт выделения интервалов солесо-держащих пород в разрезах скважин Сибирской платформы поданным нейтронных методов // Геология нефти и газа. – 1984. –№ 12. – C. 48–50.

2. Золоева Г.М., Никифорова О.Г., Постнова О.М. Усовершенство-вание методики определения пористости в засолоненных терри-генных коллекторах по данным ГИС // Геофизика. – 2009. – №4. –С. 24–28.

3. Дьяконова Т.Ф. Особенности интерпретации данных ГИС в за-солоненных типах разрезов на примере месторождений Восточ-ной Сибири // Проблемы геологии и геофизики нефтегазовыхбассейнов и резервуаров: Материалы конференции. – Сочи:ООО «Издательство Герс», 2011.

4. Ефимов В.А., Лубинец И.Б., Татауров Д.С. О влиянии засолонен-ности на петрофизические и геофизические характеристики тер-ригенных и карбонатных пород. В сб. Вопросы геологии, бурения иразработки нефтяных и газонфтяных месторождений Сургутскогорайона// Нефтяное хозяйство. – 2010. – Вып. 11. – С. 26–34.

5. Влияние галита на результаты определения пористости по дан-ным нейтронного каротажа аппаратурой СРК-76 / А.А. Бубеев,В.А. Велижанин, Н.Г. Лобода, Ю.Г. Мызников // Каротажник. –2012. – №5 (215). – С.83–96.

6. Применение импульсного нейтронного каротажа для оценкисодержания галита в карбонатных отложениях /А.А. Бубеев,В.А. Велижанин, Н.Г. Лобода [и др.] // Каротажник. – 2012. –№6 (216). – С. 40–45.



Рис. 4. Изменение коэффициента проницаемости, полученного по керну и ГИС, в процессе развития петрофизиче-ской модели пласта Вч

7. Федорцов И.В., Ефимов В.А., Гультяев С.В. Влияние засолонен-ности и битуминизации на лабораторное определение ФЕСпород-коллекторов продуктивных горизонтов Восточной Сиби-ри / II-ая международная научно-практическая конференция попроблемам интерпретации геолого-геофизических данных пригеологическом моделировании месторождений углеводородовРоссии «Геомодель-2009». – Геленджик, 2009. – С. 212–215.

8. Отчет о научно-исследовательской работе «Изучение распро-странения процессов засолонения пород верхнечонского гори-зонта по площади месторождения, разработка методических ре-комендаций по учету степени засолонения пород при оценкефильтрационно-емкостных свойств коллекторов по даннымГИС и расчетах дебитов скважин» /В.Ю. Керимов, Г.М. Золоева,В.И. Ермолкин [и др]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губки-на, 2010. – С. 71.

9. Специальные исследования керна пласта-коллектора Вч Верх-нечонского месторождения / Я.И. Гильманов [и др. ] // Нефтяноехозяйство. – 2010. – № 11. – С. 66–70.

10. Протокол №306-дсп заседания Государственной комиссии позапасам полезных-ископаемых. – М.: Минприроды России, 22марта 1995 г. – С. 26.

11. Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газо-конденсатно-нефтяного месторождения (по состоянию на01.06.94 г.). – Оренбург: Южно-Уральский филиал ВНИГНИ, 1993.

12. Бобров С.Е., Бовыкин А.А. Построение петрофизической мо-дели с применением кластерного анализа при типизации породпо данным геофизических исследований скважин // Нефтяноехозяйство. – 2010. – № 11. – С. 35–37.

13. Обоснование петрофизической модели интерпретации дан-ных ГИС верхнечонского горизонта 2-ого и 5-ого блоков Верхне-чонского месторождения. – Ответственный исполнитель:В.А. Гринченко. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2011. – С. 148.

14. Отчет по подсчету запасов нефти, газа и конденсата и ТЭОКИН, КИГ и КИК Верхнечонского нефтегазоконденсатного ме-сторождения Иркутской области (по состоянию на01.01.2014 г.). – Ответственные исполнители: Паськова Л.В.,Анурьев Д.А. – Тюмень: ООО «ТННЦ». – 2014.

References1. Sin’kov A.V., Yatsenko G.G., Geologiya nefti i gaza = The journal Oiland Gas Geology, 1984, no. 12, pp. 48–50.

2. Zoloeva G.M., Nikiforova O.G., Postnova O.M., Geofizika, 2009,no. 4, pp. 24–28.

3. D’yakonova T.F., Osobennosti interpretatsii dannykh GIS v zasolonen-nykh tipakh razrezov na primere mestorozhdeniy Vostochnoy Sibiri (Fea-tures of logging data interpretation in salinization types of cuts on theexample of fields in Eastern Siberia), Proceedings of conference “Pro-blemy geologii i geofiziki neftegazovykh basseynov i rezervuarov”(Problems of Geology and Geophysics of oil and gas basins and reser-voirs), Sochi: Gers Publ., 2011.

4. Efimov V.A., Lubinets I.B., Tataurov D.S., Collected papers “Voprosygeologii, bureniya i razrabotki neftyanykh i gazonftyanykh mestorozhde-

niy Surgutskogo rayona” (Problems of Geology, drilling and develop-ment of oil and oil and gas fields of the Surgut area), Proceedings ofSurgutNIPIneft’, 2010, V. 11, pp. 26–34.

5. Bubeev A.A., Velizhanin V.A., Loboda N.G., Myznikov Yu.G., Karo-tazhnik, no. 5 (215), 2012, pp. 83–96.

6. Bubeev A.A., Velizhanin V.A., Loboda N. G., Telenkov V.M., Tikho-nov A.G., Karotazhnik, 2012, no. 6 (216), 2012, pp. 40–45.

7. Fedortsov I.V., Efimov V.A., Gul’tyaev S.V., Vliyanie zasolonennosti ibituminizatsii na laboratornoe opredelenie FES porod-kollektorov pro-duktivnykh gorizontov Vostochnoy Sibiri (Effect of salinization and bi-tuminization on laboratory determination of reservoir properties ofproductive horizons reservoir rocks in Eastern Siberia), Internationalscientific and practical conference on problems of interpretation ofgeological and geophysical data during geological modeling of hydro-carbon deposits in Russia Proceedings of 2nd “Geomodel’-2009”(Geomodel` 2009), Gelendzhik, 2009, pp. 212–215.

8. Report on research work “Izuchenie rasprostraneniya protsessov zaso-loneniya porod verkhnechonskogo gorizonta po ploshchadi mestorozhde-niya, razrabotka metodicheskikh rekomendatsiy po uchetu stepeni zaso-loneniya porod pri otsenke fil’tratsionno-emkostnoy svoystv kollektorovpo dannym GIS i raschetakh debitov skvazhin” (The study of the spre-ad of salinization processes of rocks the Verkhnechonsk horizon of thefield area, the development of guidelines on accounting degrees of sa-linization of rocks in the evaluation of reservoir properties of collec-tors according to well logging and calculation of well flow), Authors:Kerimov V.Yu., Zoloeva G.M., Ermolkin V.I., Gorodnov A.V. et al.,Moscow: Gubkin Russian State Oil and Gas University, 2010, p. 71.

9. Gil’manov Ya.I. et al., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2010,no. 11, pp. 66–70.

10. Protokol no. 306-dsp zasedaniya Gosudarstvennoy komissii po zapa-sam poleznykh-iskopaemykh (Protocol no. 306-dsp meeting of the StateReserves Commission under Ministry of Natural Resources of the RF),Moscow: Russian Ministry of Natural Resources, 1995, p. 26.

11. Otchet po podschetu zapasov nefti i gaza Verkhnechonskogo gazokon-densatno-neftyanogo mestorozhdeniya (po sostoyaniyu na 01.06.94 g.)(Report on the oil ad gas reserves estimation of Verkhnechonsk gas -condensate and oil deposit (on 01.06.1994)), Authors: Grishin E.S.,Malinovskiy I.N., Orenburg: South Ural Branch of VNIGNI, 1993.

12. Bobrov S.E., Bovykin A.A., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry,2010, no. 11, pp. 35-37.

13. Obosnovanie petrofizicheskoy modeli interpretatsii dannykh GISverkhnechonskogo gorizonta 2-ogo i 5-ogo blokov Verkhnechonskogo me-storozhdeniya (Justification of petrophysical model of well loggingdata interpretation of the Verkhnechonsk horizon of 2nd and 5thblocks the Verkhnechonsk field), Tyumen’: TNNC LLC., 2011, p. 148.

14. Otchet po podschetu zapasov nefti, gaza i kondensata i TEO KIN,KIG i KIK Verkhnechonskogo neftegazokondensatnogo mestorozhde-niya Irkutskoy oblasti (po sostoyaniyu na 01.01.2014 g.) (Report onthe calculation of reserves of oil, gas and condensate , and the oil, gasand condensate feasibility study of recovery factors of Verkhnechonskoil and gas field in Irkutsk region (on 01.01.2014)), Tyumen’: TNNCLLC., 2014.



УДК 551.263 А.В. Мальшаков,

И.О. Ошняков, 2015



Основы петрофизической модели Русского месторождения

ВведениеПласты ПК Русского месторождения относятся к

сложнопостроенным. Горные породы, слагающиепласты ПК, являются неконсолидированными икрайне сложными для изучении керна, что снижаетдостоверность результатов лабораторных исследо-ваний. Различный характер насыщения горныхпород (нефть, газ) усложняет методику интерпрета-ции данного разреза. Однако основной особен-ностью отложений данного месторожде-ния являются тонкослоистые песча-но-алеврито-глинистые разности(рис. 1), содержащие нефть и газ,определение фильтрационно-емкост-ных свойств (ФЕС) пластов и оценказапасов которых затруднены.

В условиях тонкослоистого разрезатонкие прослои глин не выделяютсяна каротажных диаграммах, так каких толщина намного меньше разре-шающей способности основных ме-тодов геофизических исследованийскважин (ГИС) (рис. 2) [1, 2]. Карота-жем охарактеризованы интегральныесвойства породы (переслаивания пес-чаников и глин), использование клас-сического подхода не позволяет до-стоверно определить свойства песча-ников в разрезе скважины, а выделяе-мые по ГИС участки содержат непро-ницаемые тонкие прослои глин, по-этому толщина песчаников не яв-ляется эффективной.

Наличие откликов от вмещающих пластов и ихграниц искажает скважинные замеры (shoulder –bed effects) и в зависимости от измеряемого физи-ческого параметра и разницы между вертикаль-ным разрешением измерения и толщиной иссле-дуемого прослоя влияет на петрофизическую ин-терпретацию.

Влиянием вмещающих пластов и их границ на сква-жинные замеры в очень толстых пластах можно пре-

А.В. Мальшаков, к.г.-м.н., И.О. Ошняков (ООО «ТННЦ»)

Ключевые слова: тонкослоистые отложения, коэффициент слоистой глинистости, комплексный анализ исследований керна, расширенный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), высоко- и низкоразрешающие интерпретационные методы,синтетические кривые, линейные запасы углеводородов.Key words: thin-bed deposits, laminated clay volume ratio, integral analysis of core examination, advanced geophysical well logging,high- and low-resolution interpretation techniques, synthetic curves, STOIIP.

Адреса для связи: [email protected], [email protected]

Рис. 1. Фотография полноразмерного керна в ультрафиолетовом свете

Рис. 2. Классификация прослоев по толщине относительно вертикаль-ной разрешающей способности каротажных приборов и методов исследования кернового материала [2]



небречь, потому что вертикальное разрешение измере-ний меньше, чем толщина пласта, т.е. скважинный ка-ротаж обладает необходимым разрешением для опре-деления исходных петрофизических свойств пласта.В этом случае стандартный анализ каротажа считаетсяприемлемым для оценки ресурсов углеводородов.

На каротажные данные по мощным и среднимпластам может негативно влиять отклик вмещаю-щих пластов и сделать анализ стандартного карота-жа ненадежным. В этом случае можно использоватьдетерминистическую инверсию для уменьшениявлияния прилегающих пластов и повышения каче-ства оценки реальных физических и петрофизиче-ских свойств многопластовых комплексов. Сначалаопределяются границы пласта, затем непрерывныекаротажные величины преобразовываются в «ку-сочно-постоянное» (попластовое) вертикальноераспределение свойств для последующего петрофи-зического анализа.

Очень тонкие пласты, или прослои, толщина кото-рых слишком мала по сравнению с вертикальнымразрешением, стандартные методы каротажа не раз-личают. В пластах такого типа традиционный каро-таж реагирует на эффективные свойства среды(макроскопические свойства пласта), интегральныепетрофизические свойства и песчанистость неопределяют границ отдельных пластов. Без границпластов невозможно создать многопластовые моде-ли, и даже если границы пласта были определены подругим измерениям (например, каротаж с высокимразрешением, имиджеры или керновые данные), де-терминистическая инверсия будет считаться не-однозначной, что может привести к нестабильным инеточным результатам.

Для интерпретации данных измерений, получен-ных по тонким, очень тонким пластам и прослоям,широко используются разные способы. Самымираспространенными из них являются стохастиче-ская инверсия для оценки глобальных статистиче-ских свойств пачек осадочных пород и оценка эф-фективных физических свойств пластов, определяе-мых вещественным составом породы (минераль-ный состав твердой части, тип флюида, заполняю-щего поровое пространство), формой, ориентациейи взаимным расположением компонентов (неодно-родностей) горных пород, слагающих разрез сква-жин, а также использование нестандартных измере-ний при интерпретации данных каротажа.

Построенная ранее петрофизическая модель(в рамках традиционной методики сплошного одно-родного коллектора) не соответствовала результа-там гидродинамического моделирования. В ходе на-

стройки динамической модели не удалось добитьсяее адаптации без существенного увеличения прони-цаемости и нефтегазонасыщенности коллекторов.Это свидетельствует о том, что при существеннойслоистой глинистости необходимо применять спе-циальные интерпретационные подходы.

Проблемой интерпретации тонкослоистых кол-лекторов занимались как российские, так и зарубеж-ные специалисты [3–12].

Специальный подход к анализу керновых данных

При построении петрофизической модели тонко-слоистого коллектора необходимо прежде всего ра-зобраться с данными керновых исследований. Частообразцы керна уже содержат включения глинистыхслойков, искажающих оцениваемые свойства песча-ников. Для минимизации этого фактора была вы-полнена классификация образцов на однородные инеоднородные по результатам их литологическогоописания и фотографиям керна. В дальнейшем принастройке модели учитывались только однородныеобразцы, так как использование всей выборки при-вело бы к занижению ФЕС из-за влияния слоистойглинистости неоднородных образцов.

Для выделения тонких прослоев недостаточно раз-решающей способности обычных видов каротажа,поэтому используют фотографии керна или микро-сканеры [9, 13–15]. Фотографии керна позволяют раз-глядеть тонкие слойки песчаников и глин с точностьюдо миллиметров. Предпочтительно использовать фо-тографии, сделанные в ультрафиолетовом свете, наних хорошо видны нефтенасыщенные песчаные про-слои за счет флуоресценции в ультрафиолете.

Выделение тонких прослоев по фотографиям кернаФотографии представляют растровое изображе-

ние, т.е. матрицу пикселей, в которых содержитсяинформация об уровне трех цветов RGB (красный,зеленый, синий). Фотографии керна в ультрафиоле-те были оцифрованы и сохранены как три кривые,соответствующие интенсивности красного, зелено-го и синего цветов [13–15]. Далее по кривым строи-лась кривая «коллектор/неколлектор». Подбор отсе-чек для получения этой дискретной кривой осу-ществлялся до визуального согласования с фотогра-фиями керна. В результате была получена кривая на-личия песчаника с шагом дискретизации, соответ-ствующим пикселю на фотографиях, что составляетдоли миллиметров (рис. 3). Необходимо отметить,что такой подход приемлем только для зон с насы-щением, близким к предельному.



Выделение тонких прослоев по данныммикросканеров

В качестве вспомогательного варианта для выделе-ния песчаных прослоев использовались электриче-ские микросканеры (FMI) [9], позволяющие выде-лять объекты толщиной от 5 мм. Предполагалось,что в данном типе разреза песчаным слойкам соот-ветствуют повышенные значения удельного элек-трического сопротивления (УЭС) по сравнению сглинами. УЭС глин и песчаников адаптировалисьдля каждого интервала разреза, исходя из УЭС рас-положенных вблизи песчаных и глинистых слоев до-статочной толщины, литология которых подтвер-ждена комплексом ГИС.

Далее полученные с помощью исследований кернаи FMI колонки коллекторов использовались для на-стройки различных интерпретационных моделей наоснове высоко- и низкоразрешающих методов [2].

Высокоразрешающие интерпретационные методы

Высокоразрешающие методы направлены наприближенную оценку параметров каждого тонко-го прослоя в отдельности. При этом выделяют двеподгруппы методов: «конволюционные» и «декон-волюционные». В настоящей работе на начальномэтапе на тонких прослоях, выделенных по даннымFMI и керна, был апробирован один из методовконволюционной группы – аналог методикиSHARP [9]. Каждому прослою присваивались наи-более вероятные значения геофизических пара-метров в соответствии с их литологией. После осу-ществлялась свертка (конволюция) полученных

ранее выскоразрешенных моделей кривых ГИС.Критерием адекватности решения являлось совпа-дение реальных и «свернутых» синтетических кри-вых. Полученные модели с высоким разрешениемиспользовались для интерпретации в качествевходных геофизических кривых. Однако от данно-го подхода пришлось отказаться, поскольку совпа-дение реальных и синтетических кривых не гаран-тирует хорошего совпадения с керновыми данны-ми, так как задача имеет множество эквивалент-ных решений при разных характеристиках глин ипесчаников.

Низкоразрешающие методыМодели с низким разрешением используются для

определения эффективных параметров тонких про-слоев песчаников в пределах разрешающей способ-ности обычного комплекса ГИС. Такие модели поз-воляют оценить долю песчаника в скважинах приотсутствии микросканеров и фотографий керна.

Методика Томаса – Штайбера Методика дает возможность определить тип рас-

пределения глинистых минералов в горной породе(рассеянный, структурный, слоистый) и долю гли-нистого вещества, относящегося к тому или иномутипу [11].

Для оценки глинистости на кросс-плоте водо-родсодержания и плотности горной породы отме-чаются четыре точки: чистых песчаников и чистыхглин – по фактическим значениям каротажныхкривых, дисперсной и структурной глины – порасположению точек чистых песчанников и чи-стых глин на кросс-плоте. По расположению фак-тических замеров на данном кросс-плоте и близо-сти к той или иной точке определяются тип глини-стого материала и его количество. Так, точки, соот-ветствующие слоистой глинистости, располагают-ся на линии между точками чистого песчаника ичистой глины. Как видно из рис. 4, данная методи-ка подтверждает тонкослоистое распределениеглинистого материала в коллекторах ПК Русскогоместорождения.

Основное преимущество данного подхода заклю-чается в том, что для определения слоистой глини-стости не требуется предварительной оценки слои-стой глинистости на керне.

В целом результаты подтверждаются данными, по-лученными по фотографиям керна, но статистиче-ская ошибка достаточно велика и сопоставима спрямой зависимостью NTG от водородсодержаниятвердой фазы.

Рис. 3. Пример оцифровки фотографий керна в ульт-рафиолетовом свете



Построение эмпирических зависимостейВ данной работе использовался подход, основан-

ный на построении эмпирических зависимостейдоли песчаника (NTG) от результатов интерпрета-ции обычного комплекса ГИС. Для этого получен-ной по керновым данным и FMI высокоразрешен-ной кривой «коллектор/неколлектор» присваива-лись значения 1 и 0 в интервалах проницаемых и не-проницаемых слойков. Далее с использованиемфильтра Гаусса по ней определялась доля песчаников(NTG). Фильтр выбирался так, чтобы результирую-щей кривой NTG соответствовала разрешающаяспособность обычного комплекса ГИС.

Для прогноза NTG по данным типовых каротаж-ных методов во всех добывающих скважинах былипроанализированы взаимосвязи NTG с амплитудойсобственной поляризации aпс и показаниями каро-тажа естественной радиоактивности (ГК). Первый

вариант оценивался как наилучший. Однако при егонастройке была выявлена систематическая погреш-ность, связанная со снижением амплитуды aпс внефте- и газонасыщенных коллекторах. Поэтомубыла предложена более сложная эмпирическая зави-симость NTG от aпс и УЭС породы (рис. 5).

Расчет доли песчаников показан ниже.

(1)

Уравнения интегральных пористости и УЭС слои-стых песчано-глинистых пачек выглядят следую-щим образом:

(2)

(3)

где Kп. пес, Kп. глин – коэффициент пористости со-ответственно песчаных и глинистых прослоев; Rпес,Rглин – УЭС соответственно песчаной и глинистойсоставляющей.

При этом такая электрическая модель «параллель-ных проводников» применима только для скважиныпересекающей плоскопараллельное напластованиепод прямым углом. В других случаях (наклонныескважины, случайно-неоднородное переслаивание,косая слоистость и др.) необходимо применятьболее сложные модели. При этом не всегда ситуацияможет быть описана единой электрической модельюввиду сложной геометрии скважин и непредсказуе-мой по стандартному комплексу ГИС текстурно-структурной неоднородности пластов. Все это суще-ственно ограничивает применимость какого-либоединого относительно простого уравнения электро-проводности.

Для оценки свойств песчаной составляю-щей уравнения (1)–(3) были представленыотносительно нее. Интегральные значенияпористости и УЭС оценены по данным каро-тажа, свойства глин – по керну или парамет-рам вмещающих пород. В данном случае сде-лано допущение, что свойства глин меняютсяв незначительных пределах.

Пористость песчаной составляющей опреде-ляется с достаточной достоверностью за ис-ключением случаев низких NTG, когда ошибки,связанные с неоднозначностью свойств глин,приводят к катастрофическим погрешностям.Породы с NTG менее 40 % были отнесены авто-рами к неколлекторам как гидродинамическинесвязанные и непродуктивные [16].

RNTG 722,7

lg� � 74 lg 200.пс

ппс= ⋅

a+

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟ a +

K K KNTG 1-NTG ,п п.à пес п.à глин( )= ⋅ + ⋅

R R R1

�NTG

�(1 NTG)

,п пес глин= +

−Рис. 4. Кросс-плот «водородсодержание – гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П)»

Рис. 5. Зависимость доли песчаника от aпс и УЭС породы Rп дляпластов ПК Русского месторождения



Как отмечалось выше, восстановление УЭС тонко-слоистых песчаников не всегда достоверно. Возни-кают ситуации, когда при получении ожидаемогоуровня восстановленных сопротивлений песчани-ков наблюдается нелогичная дисперсия результатов,возникают области с отсутствием решения илиявные завышения УЭС. Это не позволяет использо-вать электрическую модель как надежное средствоопределения коэффициента нефтегазонасыщенно-сти, поэтому было решено использовать капилляр-ную модель [16].

На рис. 6 приведено сопоставление толщин клас-сической и тонкослоистой петрофизических моде-лей. При использовании классической модели выде-ленные коллекторы могут содержать тонкие про-слои глин, а толщины, отнесенные к неколлекто-рам, – тонкие прослои песчаников.

Капиллярная модель насыщенностиНастройка капиллярной модели насыщенности

проводилась на керновой выборке из однородных об-разцов [16]. Это условие особенно важно, так как приодной и той же проницаемости неоднородные образ-цы обладают существенно большей остаточной водо-насыщенностью и использование общей выборки по

всем образцам может привести к за-вышению прогнозного коэффици-ента водонасыщенности из-за иска-жающего влияния слоистой глини-стости неоднородных образцов.Таким образом, была получена ка-пиллярная модель, отражающаясвойства песчаного компонента раз-реза. Сопоставление капиллярной иэлектрической моделей показало иххорошее совпадение в наиболее од-нородных пластах. В интервалах с по-вышенной слоистой глинистостью,по мнению авторов, предпочтениеследует отдавать капиллярной моде-ли [16].

Тонкие прослои глин оказывают«шунтирующие» влияние на точ-ность электрических методов ГИС.Это приводит к ошибочному сниже-нию коэффициента нефтегазонасы-щенности, рассчитанному по дан-ным электрических методов ГИС. Вработе [16] приведен пример, когдакоэффициент нефтенасыщенности,

рассчитанный по электрической мо-дели, в интервале перфорации составляет в среднем35 %, а по результатам испытания получен безвод-ный приток нефти.

Прогноз проницаемостиПри построении зависимости проницаемости

от пористости, так же как в предыдущих случаях,использовались только однородные образцы. Приэтом анализ интервалов их отбора показал, чтомежду степенью неоднородности слоистой песча-но-глинистой породы и проницаемостью ее пес-чаной составляющей существует взаимосвязь. Изрис. 7 видно, что с увеличением слоистой глини-стости снижается проницаемость песчано-алев-ролитовых коллекторов. По всей видимости, этосвязано с увеличением доли дисперсной глини-стости и алевритистости слоистых проницаемыхразностей.

Сопоставление ФЕС и линейных запасовСравнение результатов интерпретации по специ-

альной и стандартной методикам показало незначи-тельное относительное уменьшение эффективныхтолщин (8 %). Это связано с тем, что исключение гли-нистых слойков из опесчаненных разностей компен-

Рис. 6. Сопоставление толщин, выделенных по классической и тонко-слоистой моделям



сировалось выделением дополнительных песчаныхпрослоев в глинисто-алевритистых интервалах, не по-падавших ранее в эффективные толщины. Незначи-тельное абсолютное (1 %) и относительное (3 %) уве-личение коэффициента пористости, по мнению авто-ров, объясняется близкими значениями общей пори-стости глин и песков для этих отложений. Вместе с темотмечается существенное абсолютное (15 %) и отно-сительное (28 %) повышение коэффициента нефте-насыщенности, коэффициент проницаемости увели-чился в 2 раза.

В результате, несмотря на небольшое уменьшениеэффективной толщины, линейные запасы увеличи-лись на 22 %. Таким образом, новые результаты ин-терпретации ГИС демонстрируют лучшую сходи-мость с данными керновых исследований.

Выводы1. Фотографии керна в ультрафиолетовом излуче-

нии, данные FMI и специальные технологии их обра-ботки позволили оценить эффективные толщины ислоистую глинистость/песчанистость тонкослоистыхколлекторов. Однако для повышения достоверностипри решении этой задачи необходимо использованиедополнительных методов, например, 3D компьютер-ной томографии полноразмерного керна.

2. Применение специальной модели тонкослои-стого коллектора для пластов ПК Русского место-рождения существенно увеличило проницаемостьи нефтегазонасыщенность слоистых коллекторовв модели. Получены более точные петрофизиче-ские оценки для новой итерации геологического игидродинамического моделирования.


1. Campbell C.V. Lamina, lamina set, bed and bedset // Sedimentolo-gy. – 1967. – V. 8. – P. 7–26.

2. Field examples of the combined petrophysical inversion of Gamma-ray, density, and resistivity logs acquired in thinly-bedded clastic rockformations / J.A. Sanchez-Ramirez, C. Torres-Verd�n, D. Wolf [et al.] //Petrophysics. – 2010. – V. 51. – № 4. – P. 247–263.

3. Методы радиоактивного и электрического каротажа при опре-делении подсчетных параметров в песчано-глинистых полимик-товых разрезах/ Я.Н. Басин, В.А. Новгородов, М.Г. Злотников[и др.]. – М.: ВИЭМС, 1983. – 47 с.

4. Извеков Б.И. Методика промышленной оценки глинистых кол-лекторов горизонта AB1 Самотлорского месторождения: авто-реф. дисc. канд. геол.-минерал. наук: 04.00.12. – М., 1982. – 22 с.

5. Ефимов В.А. Петрофизические модели сложно-построенныхглинистых коллекторов для оценки их нефтегазонасыщения поданным электрометрии скважин: дис. канд. геол.-минерал. наук:04.00.12. – Тюмень, 1984. – 228 с.

6. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низ-копроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовско-го свода и их учет при подсчете запасов нефти: дис. канд. геол.-минерал. наук: 04.00.17. – Тюмень, 1985. – 199 с.

7. Мальшаков А.В. Разработка петрофизических моделей терри-генных пород-коллекторов для оценки их фильтрационно-ем-костных свойств по данным геофизических исследований сква-жин (на примере месторождений Западной Сибири): дис. канд.геол.-минерал. наук: 04.00.12. – Тюмень, 1994. – 261 с.

8. Ефимов В.А., Мальшаков А.В., Кузьмин Ю.А. Повышение до-стоверности определения фильтрационно-емкостных свойствмикрослоистых коллекторов Шаимского района по данным гео-

Рис. 7. Разделение образцов керна пластов ПК Русского месторождения на петротипы по НК и aпс (а) и зависимо-сти проницаемости от пористости для полученных петротипов (б)



физических исследований скважин // Пути реализации нефтега-зового потенциала ХМАО. – Третья научно-практическая конфе-ренция. – 2000. – С. 334-341.

9. Применение микроэлектрических имиджеров и сканеров приизучении сложных коллекторов и решении некоторых нефте-промысловых задач / Р.И. Тухтаев, Н.М. Свихнушин, А.Е. Сынга-евский, К.О. Шмыгля // Каротажник. – 2002. – № 99. – С. 10-38.

10. Асташкин Д.А. Разработка петрофизической модели неодно-родных песчано-алевритовых пород-коллекторов с целью повы-шения достоверности количественной интерпретации данныхГИС (на примере некоторых месторождений Западной и Восточ-ной Сибири): дис. канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12. – М., 2005. –126 с.

11. Thomas E., Stieber S. The distribution of shale in sandstones andits effect on porosity// SPWLA 16th Annual Logging Symposium. –1975. – 15 p.

12. Дарлинг Т. Практические аспекты геофизических исследова-ний скважин / Пер. с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг»,2008. – 400 с.

13. Ефимов В.А., Акманаев А.Р., Акиньшин А.В. Определение долиглинистых прослоев и включений по фотографиям колонкикерна// Нефтяное хозяйство. – 2013. – №10. – С. 88–90.

14. Методы компьютерной обработки фотографий керна /А.Е. Алтунин, А.В. Мальшаков, М.В. Семухин, О.А. Ядрышнико-ва // Нефтяное хозяйство. – 2013. – №11. – С. 12–16.

15. Опыт применения специальной методики интерпретацииданных комплекса ГИС в условиях тонкослоистых коллекторовотложений Викуловской свиты Красноленинского месторожде-ния с целью достоверной оценки их петрофизических свойств /М.Е. Мартынов, А.В. Козлов, Ф.Ю. Лескин [и др.]// SPE 166831. –2013.

16. Ошняков И.О., Хабаров А.В., Мальшаков А.В. Оценка свойств тон-кослоистых коллекторов. Скрытые проблемы // SPE 171207-RU. –2014.

References1. Campbell C.V., Lamina, lamina set, bed and bedset, Sedimentology,1967, V. 8, pp. 7-26.

2. Sanchez-Ramirez J.A., Torres-Verd�n C., Wolf D. et al., Field exam-ples of the combined petrophysical inversion of Gamma-ray, density, andresistivity logs acquired in thinly-bedded clastic rock formations, Pet-rophysics, 2010, V. 51, no. 4, pp. 247-263.

3. Basin Ya.N., Novgorodov V.A., Zlotnikov M.G. et al., Metody radio-aktivnogo i elektricheskogo karotazha pri opredelenii podschetnykh para-metrov v peschano-glinistykh polimiktovykh razrezakh (Methods of ra-diation and electrical logs in determining the calculation parametersin the sand and clay of polymictic cuts), Moscow: Publ. of VIEMS,1983, 47 p.

4. Izvekov B.I., Metodika promyshlennoy otsenki glinistykh kollektorov go-rizonta AB1 Samotlorskogo mestorozhdeniya (Methods of industrial esti-mation of clay reservoirof of horizon AB1 in Samotlor field): thesis of thecandidate of geological-mineralogical sciences, Moscow, 1982.

5. Efimov V.A., Petrofizicheskie modeli slozhno-postroennykh glinistykhkollektorov dlya otsenki ikh neftegazonasyshcheniya po dannym elektro-metrii skvazhin (Petrophysical models of complex clay collectors forestimation of their oil and gas saturation according electrometrywells): thesis of the candidate of geological-mineralogical sciences, Ty-umen’, 1984.

6. Romanov E.A., Geologo-fizicheskie osobennosti glinistykh nizko-pro-nitsaemykh kollektorov alymskoy svity Nizhnevartovskogo svoda i ikhuchet pri podschete zapasov nefti (Geological and physical characteri-stics of clayey is low-permeable reservoirs of Alym suite of Nizhnevar-tovsk arch and their account in the calculation of oil reserves): thesisof the candidate of geological-mineralogical sciences, Tyumen’, 1985.

7. Mal’shakov A.V., Razrabotka petrofizicheskikh modeley terrigennykhporod-kollektorov dlya otsenki ikh fil’tratsionno-emkostnykh svoystv podannym geofizicheskikh issledovaniy skvazhin (na primere mestorozhde-niy Zapadnoy Sibiri) (Development of petrophysical models of terri-genous reservoir rocks to assess their reservoir properties according towell logging (on an example of deposits of Western Siberia)): thesis ofthe candidate of geological-mineralogical sciences, Tyumen’, 1994.

8. Efimov V.A., Mal’shakov A.V., Kuz’min Yu.A., Collected papers “Putirealizatsii neftegazovogo potentsiala KhMAO” (Ways of realization ofoil and gas potential of KhMAO), Proceedings of 3rd Scientific andPractical Conference, 2000, pp. 334–341.

9. Tukhtaev R.I., Svikhnushin N.M., Syngaevskiy A.E., Shmyglya K.O.,Karotazhnik, 2002, V. 99, pp. 10–38.

10. Astashkin D.A., Razrabotka petrofizicheskoy modeli neodnorodnykhpeschano-alevritovykh porod-kollektorov s tsel’yu povysheniya dostoverno-sti kolichestvennoy interpretatsii dannykh GIS (na primere nekotorykhmestorozhdeniy Zapadnoy i Vostochnoy Sibiri) (Development of petro-physical model of inhomogeneous sand and siltstone reservoir rocks inorder to improve the reliability of quantitative data interpretation (forexample, some fields in Western and Eastern Siberia)): thesis of the can-didate of geological-mineralogical sciences, Moscow, 2005.

11. Thomas E., Stieber S., The distribution of shale in sandstones and itseffect on porosity, SPWLA 16th Annual Logging Symposium, 1975, 15 p.

12. Darling T., Well logging and formation evaluation, Gulf ProfessionalPubl., 2005, 336 p.

13. Efimov V.A., Akmanaev A.R., Akin’shin A.V., Neftyanoe khozyaystvo= Oil Industry, 2013, no. 10, pp. 88–90.

14. Altunin A.E., Mal’shakov A.V., Semukhin M.V., Neftyanoe khozyay-stvo = Oil Industry, 2013, no. 11, pp. 12–16.

15. Martynov M.E., Kozlov A.V., Leskin F.Yu. et al., SPE 166831, 2013.

16. Oshnyakov I.O., Khabarov A.V., Mal’shakov A.V., SPE 171207-RU,2014.



Опытно-промышленная разработка туронской газовой залежи Харампурского месторождения

ВведениеВ настоящее время большинство крупных разраба-

тываемых месторождений газа Западной Сибири всту-пило на стадию падающей добычи. В таких условияхвсе большую актуальность приобретает задача освое-ния трудноизвлекаемых запасов туронских отложений,разработка которых с применением традиционных ме-тодов экономически и технологически неэффективна.Продуктивные отложения туронского возраста кузне-цовской свиты имеют региональное развитие и охва-тывают восточную часть Западной Сибири, однако донастоящего времени не представляли промышленногоинтереса. В туронских отложениях Западной Сибирисодержится более 3 трлн. м3 газа, что позволяет рас-сматривать их как потенциальные источники про-мышленной добычи углеводородов.

Геолого-промысловая характерстика туронских отложений

Харампурское месторождение, открытое в 1978 г.,находится на территории Пуровского Ямало-Ненец-кого автономного округа. В 1990 г. началась разра-ботка нефтяных залежей юрского горизонта, разра-ботка туронских отложений не проводилась.

Газоносность туронских отложений связана с нали-чием в составе кузнецовской свиты газсалинскойпачки, характеризующейся наличием алевролито-пес-чанистых прослоев, обусловливающих коллекторскиесвойства пласта и являющихся особенностью, харак-терной для Тазовского типа разреза. Согласно даннымгеофизических исследований скважин (ГИС) и изуче-ния керна пласт Т сложен преимущественно морски-ми и прибрежно-морскими отложениями (7 % пески,

16 % крупнозернистые алевролиты, 47 % мелкозерни-стые алевролиты, 30 % глинистый цемент) и залегаетна глубине 940,7–1086,6 м Харампурского месторож-дения. Пласт содержит около 80 % (685 млрд. м3) всехзапасов свободного газа месторождения [2]. Согласноустьевым пробам газ сухой, метановый (мольное со-держание метана составляет 97,88 %), признакинефти и конденсата отсутствуют. В ходе геолого-раз-ведочных и поисковых работ было пробурено 37 сква-жин с дебитом газа от 6 тыс. до 63 тыс. м3/сут на де-прессии около 6 МПа, что подтверждает достаточнонизкую продуктивность скважин для стандартныхтипов заканчивания. Отложения газсалинской пачкихарактеризуются повышенной глинистостью и ухуд-шенными коллекторскими свойствами по сравнениюс более ранними сеноманскими отложениями.

Разработка туронской газовой залежи Харампурско-го месторождения осложняется низкими ФЕС пласта,его высокой расчлененностью (более 12), пониженнойначальной газонасыщенностью и подвижностью газа.Средняя газонасыщенная толщина относительно не-велика и составляет около 14 м. Фоновая температура,равная 26–28°С, при достаточно низком начальномпластовом давлении (11,2 МПа), близком к гидроста-тическому, предопределяет работу скважин в гидрат-ном режиме (гидраты образуются в НКТ) ввиду низ-кой продуктивности скважин (рис. 1) [3].

Опытно-промышленная разработка туронской газовой залежи

В настоящее время промышленная разработка ту-ронских газовых залежей не ведется [1]. Достаточносложная структура залегания пластов (высокие рас-

А.Н. Киселев, С.В. Бучинский, А.Ю. Юшков, И.И. Белов (ООО «ТННЦ»), Ф.Н. Нигматуллин, Р.М. Муртазин, Р.Р. Исламов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»),

В.Н. Суртаев, О.А. Лознюк (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.1/.4 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: сухой газ, туронские отложения, целевой инновационный проект (ЦИП), опытно-промышленная разработка(ОПР), гидроразрыв пласта (ГРП), вертикальная скважина, горизонтальная скважина, геофизические (ГИС) и гидродинамические(ГДИС) исследования скважин, бурение.Key words: dry gas, Turonian, SIP, pilot development, management, hydraulic fracturing, vertical well, horizontal well, well logging, welltesting, drilling.




члененность и глинизация, низкая подвижность газав условиях высокой начальной водонасыщенности),ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства(ФЕС) (средняя проницаемость составляет около0,002 мкм2) предопределяют низкую продуктив-ность скважин стандартного типа заканчивания, аследовательно, низкий добычной потенциал пластапри использовании традиционных подходов. С уче-том недостаточной изученности туронских отложе-ний для эффективного вовлечения в промышлен-ную эксплуатацию огромного газового потенциалатуронских отложений Западной Сибири требуетсяразработка современных подходов к их изучению иосвоению.

С этой целью, а также для поиска эффективнойтехнологии освоения запасов ОАО «НК «Роснефть» в2011 г. был инициирован целевой инновационныйпроект (ЦИП) «Турон». В рамках ЦИП пробуренытри скважины с разным типом заканчивания: верти-кальная скважина с гидроразрывом пласта (ГРП), го-ризонтальная скважина с длиной горизонтальногоучастка 600 м, горизонтальная скважина с примене-нием трехстадийного ГРП.

В скважинах проведены полный комплекс ГИС,гидродинамических исследований скважин (ГДИС),отбор и исследование керна, получены петрофизи-ческие зависимости для пласта. Для подтвержденияпетрофизической модели в программе исследова-тельских работ по доизучению пласта был заплани-рован отбор керна при бурении скважины с приме-нением растворов на нефтяной основе.

Результаты исследований скважин, пробуренныхна туронские отложения, подтвердили высокую эф-фективность проведения многостадийного гидро-разрыва пласта (МГРП). Так, продуктивность верти-кальной скв. Х1 (номера скважин условные) послепроведения ГРП возросла в 3,4 раза. Геометрия тре-щины подтверждена данными промыслово-геофи-зических исследований (ПГИ) скважин: высота со-ставляет 41 м, эффективная полудлина трещины порезультатам ГДИС – 65 м. По результатам потоко-метрии ГРП позволил наиболее полно вовлечь пластв разработку (коэффициент работающих толщин(Kр.т = 1), основной приток флюида приходится насередину трещины. Исследования на установке«Надым» при депрессии 3,5 МПа показали низкиеконцентрацию взвешенных частиц (КВЧ) и содер-жание воды в продукции скважины.

Продуктивность горизонтальной скв. Х2 с длинойгоризонтального участка 600 м в 1,4 раза выше, чемскв. Х1 до проведения ГРП, однако в 2,3 раза ниже, чемпосле ГРП. По результатам потокометрии коэффици-

ент работающих толщин составил 0,8, не работает сере-дина ствола, соответствующая зоне ухудшенных кол-лекторских свойств, в «носке» скважины скапливаютсяжидкость и песок. Исследования на установке «Надым»при депрессии 3,5 МПа показали повышенные КВЧ исодержание воды в продукции скважины. Это подтвер-ждает низкую эффективность стандартных типов за-канчивания скважин для туронской газовой залежи.

Продуктивность скв. Х3, в которой был выполнентрехстадийный ГРП, в 4,4 раза выше, чем скв. Х1 доГРП и в 1,3 раза выше, чем после него. Три стадииГРП с высотой трещин 40 м позволили успешно во-влечь в работу всю вскрываемую толщину пласта.Проведенные исследования на установке «Надым»при депрессии 3,5 МПа показали низкие КВЧ и со-держание воды в продукции скважины. Данный типзаканчивания является наиболее эффективным вусловиях низких ФЕС пласта Т [4]. За время длитель-ной отработки (6 мес) дебит скважин снизился не-значительно, на 18 %, что связано со стабилизациейрежима работы скважин и выходом на псевдоуста-новившийся приток газа.

С учетом информации, полученной в ходе реализа-ции ЦИП «Турон», изученность туронской газовойзалежи позволяет перейти к опытно-промышленнойразработки (ОПР) пласта Т для оценки запасов газа,фактически вовлекаемых в выработку, уточнениятехнологии вскрытия продуктивного интервала иконструкции добывающих скважин, проведения ис-следовательских работ и обоснования оптимальныхтехнологических режимов работы скважин.

Перспективные типы заканчивания скважин вусловиях туронской газовой залежи Харампурскогоместорождения на период ОПР выбирались на базесекторной гидродинамической модели, представляю-

Рис. 1. Равновесная кривая гидратообразования

щей собой часть полномасштабной фильтрационноймодели, адаптированной с учетом результатов иссле-дований, проведенных в рамках ЦИП «Турон», путеммноговариантных расчетов показателей разработкии их последующей оценки. При проведении ОПРбыли рассмотрено пять различных типов заканчива-ния скважин (рис. 2), 12 вариаций – «число кустов /число скважин на кусте», 10 вариаций – «тип заканчи-вания + НКТ», 2 вариации отхода от вертикали (500 и1000 м), 2 вариации длины горизонтального участка(600 и 1000 м). После размещения сетки скважин не-которые варианты «самоустранились» (пересечениезабоев скважин и др.), в результате из 480 вариантовразработки было рассмотрено 326. Для скважин сдлиной горизонтального участка 1000 м принималсяпятистадийный ГРП, при длине горизонтальногоучастка 600 м – трехстадийный. Для расчета экономи-

ческой эффективности полученных вариантов ис-пользовалась экономическая модель, учитывающаядисконтированные потоки наличности, динамикуоперационных затрат и капитальных вложений, атакже налоговые отчисления и амортизацию.

Эффективность разработки определяется соотно-шением между капитальными вложениями в строи-тельство скважин и объектов наземного обустройства,операционными затратами на содержание фонда сква-жин и прибылью от реализации добываемого газа. Наоснове полученных технологических показателей раз-работки в экономической модели была оценена эконо-мическая эффективность разработки (рис. 3).

Полученные результаты позволяют сделать вывод,что наиболее перспективными относительно макси-мальной экономической эффективности разработ-ки являются следующие варианты:



Рис. 2. Типы заканчивания скважин

Рис. 3. Экономическая оценка вариантов ОПР: a – расстояние между кустами скважин + отход от вертикали; б – тип заканчивания скважин; КИГ – коэффициент извлече-ния газа; NPV – чистый дисконтированный доход

– по типу заканчивания – ГС с ГРП;– по числу скважин на кусте – 5 или 6;– по числу стадий ГРП для ГС – 3 или 5;– по отходу от вертикали для ГС с ГРП – 500 или

1000 м.Данные результаты были положены в основу про-

граммы ОПР газовой залежи пласта Т Харампурско-го месторождения [2], утвержденной ЦКР в 2014 г.на три года. Схема размещения и подключения сква-жин приведена на рис 4.

Для подтверждения экономического потенциаларазработки туронской газовой залежи Харампурскогоместорождения на трехмерной геолого-технологиче-ской модели был рассчитан вариант разработки ту-ронских отложений, проведена оценка технико-эконо-мической эффективности проекта. По предваритель-ной оценке разработка туронской залежи пласта Т Ха-рампурского месторождения экономически рента-бельна, проект устойчив к рискам (рис. 5) [2].

ЗаключениеИспользование современных технологий и подхо-

дов к изучению и освоению низкопроницаемых кол-лекторов позволит существенно повысить эффек-тивность разработки туронских газовых залежей.В ходе реализации ЦИП «Турон» получен достаточ-

ный объем информации, позволивший увереннопланировать проведение ОПР туронской газовой за-лежи пласта Т Харампурского месторождения.В ходе ОПР будут апробированы перспективныетипы заканчивания скважин, результаты эксплуата-ции которых послужат основой планирования пол-номасштабного освоения запасов газа туронскихотложений Западной Сибири.


1. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Алиев З.С. Основы техноло-гии добычи газа. – М.: Недра, 2003. – 880 с.2. Бучинский С.В. ПТД «ТС ОПР газовых залежей пластов ПК1,Т Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения». –Тюмень: ООО «ТННЦ», 2014. – 533 с.3. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газо-конденсатных скважин ООО «Научно-исследовательский инсти-тут природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИ-ГАЗ». – М.: ООО «Газпром экспо», 2011. – 242 с.4. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения горизонталь-ных скважин. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2006. – 712 с.

References1. Mirzadzhanzade A.Kh., Kuznetsov O.L., Aliev Z.S., Osnovy tekhnolo-gii dobychi gaza (The basic technology of gas production), Moscow:Nedra Publ., 2003, 880 p.2. Buchinskiy S.V., Project design document “OPR gazovykh zalezheyplastov PK1, T Kharampurskogo neftegazokondensatnogo mestorozhde-niya” (Pilot work of gas deposits layers PC1, T Kharampur oil and gasfield), Tyumen’: Publ of TNNC LLC, 2014, 533 p.3. Instruktsiya po kompleksnym issledovaniyam gazovykh i gazokonden-satnykh skvazhin OOO “Nauchno-issledovatel’skiy institut prirodnykhgazov i gazovykh tekhnologiy – Gazprom VNIIGAZ” (Instructions forIntegrated research of gas and gas condensate wells of Scientific-Rese-arch Institute of Natural Gases and Gas Technologies – GazpromVNIIGAZ), Moscow: Publ. of Gazprom ekspo, 2011, 242 p.4. Aliev Z.S., Bondarenko V.V., Tekhnologiya primeneniya gorizon-tal’nykh skvazhin (Application technology of horizontal wells), Mos-cow: Neft’ i gaz Publ., 2006, 712 p.



Рис. 4. Схема размещения и подключения скважиндля ОПР:ДКС – дожимная кустовая станция; УПГ – установка под-готовки газа; БКУ – блочно-компрессорная установка;УСОК – установка стабилизации и очистки конденсата;ГГПЗ – Губинский газоперерабатывающий завод

Рис. 5. Анализ чувствительности рекомендуемоговарианта



Оптимизация добычи газа на морских месторождениях на основе интегрированной модели

ВведениеМесторождение X является крупным морским ме-

сторождением газа (глубина моря 125 м) с небольшимсодержанием конденсата. Расстояние до материка со-ставляет около 370 км. Газовая залежь находится вверхней части карбонатных отложений толщинойоколо 500 м и подстилается водонапорным бассей-ном. Месторождение Y, аналогичное месторождениюX по строению, расположено от него в 25 км, содержитпрактически сухой газ и имеет меньшие размеры. Ме-сторождение Y введено в разработку на несколько летпозднее месторождения Х [1].

Сценарий добычи, принятый в проектном доку-менте, предполагает совместную разработку место-рождений X и Y. Предварительная подготовка газа иего компримирование для транспорта на берег осу-ществляются на морской платформе, установленнойна месторождении Х.

Особенности разработки месторожденийX и Y

Разработка месторождений X и Y связана со сле-дующими техническими ограничениями.

1. Целевой годовой отбор газа должен соответ-ствовать контракту на его поставку.

2. Добыча воды ограничена пропускной способ-ностью сепараторов, установленных на платформе.

3. Режим добычи газа во многом определяется га-зодинамической характеристикой компрессора, рас-положенного на морской платформе.

4. Введено ограничение максимального дебитагаза.

В связи с отмеченным была поставлена задача соз-дать инструмент для поиска оптимального соотно-шения добычи по двум месторождениям с однойточкой сбора продукции, учитывающий все пере-численные ограничения. Критерием оптимальностирежимов работы геолого-технологической системы

водоносный горизонт – продуктивный пласт – сква-жины – устьевые штуцеры – система сбора продук-ции – установка комплексной подготовки газа(УКПГ) – дожимная компрессорная станция (ДКС)является минимизация непроизводительных потерьдавления, возникающих при регулировании илиограничении добычи газа (штуцирование). Притакой постановке задачи оптимальное распределе-ние добычи достигается «саморегулированием» си-стемы (без штуцирования).

При этом есть предпосылки к быстрому обводне-нию скважин на месторождении Х в случае, если обаместорождения будут работать в режиме «саморегу-лирования». В данном случае доля добычи место-рождения Х в общую добычу газа будет достаточновысокой, что может привести к ее преждевременнойостановке. Соответственно с точки зрения максими-зации коэффициента извлечения газа варианты сискусственным ограничением добычи могут бытьпредпочтительны [2, 3].

Интегрированная модель разработки месторождений

Интегрированная модель предполагает объедине-ние гидродинамических моделей пластов, моделиназемной инфраструктуры, а также моделей сква-жин. Это позволяет оптимизировать технологиче-ские показатели разработки месторождений [4].

Интегрированная модель газовых месторожденийX и Y была объединена в программном комплексеPetex (рис. 1). Весь процесс был разделен на три ос-новных этапа:

1) построение моделей скважин с помощью про-граммного обеспечения (ПО) Prosper, которое поз-воляет моделировать и оптимизировать работускважин, оценивать гидравлические потери, сниже-ние давления и температуры, изменения производи-тельности в других условиях добычи;

М.С. Кармазин, А.Ю. Юшков, к.т.н., С.В. Бучинский, к.т.н. (ООО «ТННЦ»)

УДК 622.279.3.04:658 М.С. Кармазин, А.Ю. Юшков,

С.В. Бучинский, 2015

Ключевые слова: интегрированная модель, оптимизация, прогнозные расчеты.Key words: integrated model, optimization, model runs.




2) моделирование наземной сети сбора (все назем-ные объекты, трубопроводы, компрессоры, сепара-торы) в ПО GAP (рис. 2);

3) интеграция посредством специального ПО RE-SOLVE гидродинамических моделей залежей (в форма-те Eclipse 100) с моделями скважин и сети сбора (рис. 3).

Наиболее трудоемкой задачей была адаптация моде-ли поверхностной системы сбора и подготовки газа кистории ее эксплуатации. В общей сложности адапта-ция модели включала пять контрольных точек по вре-мени и была проведена по ключевым узлам с допусти-мой погрешностью 1–3 %. К основным настраивае-мым параметрам относятся давление на платформеперед компрессором и за ним; частота вращения ком-прессора; дебит газа на платформе и суммарный поместорождениям X и Y.

Историческая динамика давления на выходе изкомпрессора и частота вращения компрессора былизафиксированы в качестве управляющих парамет-ров. Остальные параметры были расчетными исравнивались с фактическими. Потери давления идебиты были настроены с помощью соотношениядавления в трубах между узлами, т.е. изменениемшероховатости трубопроводов.

Цель выполнения прогнозаПеред началом работы с прогнозными варианта-

ми были формализованы следующие ограничениясистемы:

1) технологически достижимый дебит скважин –3,5 млн. м3/сут;

2) давление на выходе потока газа из компрессо-ра – 15,9 МПа;

3) частота вращения компрессора составляет5903–8855 мин-1.

При подготовке к прогнозу учитывалась модерни-зация компрессора, выполненная в 2015 г. с целью

повышения эффективности работы в условиях сни-жения давления.

Затем были выполнены прогнозные расчеты понескольким вариантам. Во всех вариантах принятодинаковый суммарный отбор газа по двум место-рождениям на пять лет (в соответствии с контрак-том на поставку газа). Соотношение добычи газа подвум месторождениям X/Y составляло: 90/10; 85/15;80/20; 75/25; 70/30; 65/35; 60/40; 55/45.

В расчетах принято, что после окончания конт-рактного периода добыча газа будет продолжаться всоответствии с возможностями скважин. При этомдопускается, что через пять лет «жесткое» распреде-ление добычи между месторождениями может бытьснято, а система может начать работать в режиме«саморегулирования» в соответствии с текущимипотенциалом скважин и пропускной способностьюназемного оборудования. Таким образом, цель про-ведения прогнозных расчетов – определить опти-мальное распределение отборов между месторожде-ниями на пятилетний период для максимальногоизвлечения газа и конденсата [5].

Рис. 1. Структура программного комплек-са Petex

Рис. 2. Модель наземной части инфраструктуры в ПО GAP

Рис. 3. Интегрированная модель в ПО Resolve

На рис. 4 и 5 представлен прогноз динамики суточ-ной и накопленной добычи газа по всем вариантам.Как видно из рис. 4, 5, варианты с наибольшей долейдобычи из месторождения X не обеспечивают тре-буемых объемов добычи газа даже в начале расчета.Это связано с тем, что даже при минимально воз-можном давлении на входе в компрессор текущиепотенциалы добывающих скважин месторожде-ния Х не позволяют достичь заданного отбора газа.Эти же варианты характеризуются более резкимпоследующим снижением добычи вследствие преж-девременного обводнения скважин. Максимальнаягазоотдача будет получена при реализации варианта65/35 (рис. 6).

Варианты 60/40 и 55/45 менее эффективны, чем65/35, так как месторождение Y имеет меньшие запа-сы и две его добывающие скважины не могут обес-печить необходимый отбор газа.

Выводы и рекомендации1. Созданный инструмент учитывает совместную

работу всех элементов системы пласты – скважи-ны – система сбора газа – компрессор и позволяетрешать оптимизационные задачи.

2. Оптимальное соотношение добычи газа междудвумя месторождениями составляет 65/35 и позво-ляет достичь максимальной суммарной газоотдачи.

3. Разработанный инструмент используется дляоперативного управления разработкой. В ближай-шем будущем с его помощью будут решаться такиезадачи, как максимизация «плато» добычи газа икоэффициента извлечения конденсата, минимиза-ция рисков появления конусов подошвенной воды.


1. Field Development Plan, 2008.2. A Fieldwide Integrated Production Model and Asset Management Sy-stem for the Mumbai High Field/ S.K. Moitra, C. Subhash, S. Barua[et al.]//SPE 18678. – 2007.3. Bischoff R., Bejaoui R. Integrated Modeling of the Mature Ashtart Field.Tunisia//SPE 94007. – 2005. 4. Обзор существующих методов моделирования процессов разра-ботки нефтяных и газовых залежей / А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов,М.А. Скоробогач [и др.]. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 72 с.5. El-Khawas K.M., El-Ashry M. Gas Field Integrated Modeling: A PracticalExample of How To Optimize Production in a Mature Asset//SPE 10552.

References1. Field development plan, 2008.2. Moitra S.K, Subhash C., Barua S., Adenusi D., Agrawal V., A fieldwi-de integrated production model and asset management system for theMumbai high field, SPE 18678, 2007.3. Bischoff R., Bejaoui R., Integrated modeling of the mature AshtartField. Tunisia, SPE 94007, 2005.4. Kharitonov A.N., Arkhipov Yu.A., Skorobogach M.A.,Yushmanov V.N., Nikishin A.Yu., Yushkov A.Yu., Obzor sushchestvuy-ushchikh metodov modelirovaniya protsessov razrabotki neftyanykh i ga-zovykh zalezhey (Review of existing methods of modeling the oil andgas deposits development), Moscow: Gazprom ekspo Publ., 2010, 72 p.5. El-Khawas K.M., El-Ashry M., Gas field integrated modeling: a practicalexample of how to optimize production in a mature asset, SPE 10552.



Рис. 4. Динамика суточной добычи газа

Рис. 5. Зависимость накопленной добычи газа от вариантов ее соотношения по месторождениям

Рис. 6. Динамика добычи газа по варианту 65/35

УДК 622.276.1/.4 С.А. Песоцкий, Д.А. Перовский,

2015



Анализ неопределенностей и оценка рисков по технологическим показателям разработкиперспективных залежей и площадей

Введение Оценка неопределенностей при прогнозе показа-

телей разработки является важной задачей при пла-нировании ввода в эксплуатацию новых месторож-дений и залежей. Актуальность данной работы свя-зана с необходимостью оценки потенциала новыхместорождений Уватского проекта, находящихся настадии доразведки либо пробной эксплуатации от-дельных скважин.

Влияние геологических и технологических не-определенностей на прогнозные показатели разра-ботки в указанных условиях крайне велико. Цельюработы являлась вероятностная оценка добычинефти, жидкости и газа, закачки воды, а такжеобъемов эксплуатационного бурения. Данные па-раметры являются ключевыми при планированииобъектов промыслового обустройства, котороепредшествует вводу новых площадей в промыш-ленную разработку.

Особенности оценки рисков по технологическим показателям

При оценке диапазона неопределенностей техно-логических показателей разработки учитываетсябольшая совокупность геологических и технологи-ческих рисков [1]. Корректное со статистическойточки зрения решение данной задачи осложненорядом факторов. К таковым относятся необходи-

мость проведения многочисленных расчетов,сложность автоматизированного перехода от каж-дой новой геологической модели к расчету добычис учетом изменения числа и расположения про-ектных скважин, корректный учет неопределенно-сти функций относительных фазовых проницае-мостей (ОФП). Ввиду перечисленных и сопут-ствующих осложняющих факторов задача полно-ценной вероятностной оценки на практике чащевсего решается не в полной мере.

1. Выполняется оценка геологических (статиче-ских) неопределенностей. Затем по геологическимвариантами Р10, Р50, Р90 рассчитываются профилидобычи с использованием наиболее вероятных потекущему представлению динамических парамет-ров (ОФП, абсолютной проницаемости, объема во-доносного горизонта и др.). При этом игнорируетсяоценка динамических неопределенностей.

2. Профили добычи рассчитываются с разнымивходными динамическими параметрами с учетомоценки динамических неопределенностей, но безучета статических неопределенностей.

3. Профили добычи строятся по ограниченномучислу сочетаний динамических и статических пара-метров: профиль, полученный с использованиемнаиболее пессимистичных наборов статических(Р90) и динамических параметров (Р90), обознача-ется как «профиль Р90». Аналогичным образом

С.А. Песоцкий, Д.А. Перовский (ООО «ТННЦ»)

Ключевые слова: анализ неопределенностей, оценка рисков, вероятностный прогноз добычи.Key words: uncertainty analysis, risk evaluation, probabilistic production forecasting.




определяются наиболее вероятная (Р50) и оптими-стичная (Р10) оценки профилей добычи.

Использование первых двух методов приводит кнедооценке истинного коридора неопределенно-стей. Третий метод приводит к получению много-кратно завышенного диапазона между пессими-стичным и оптимистичным сценариями: сочетаниереализаций двух независимых параметров, насту-пающих с вероятностью 10 %, имеет вероятность1 % и не может считаться итоговой реализацией Р10.Заведомо завышенный диапазон вариации затруд-няет принятие конкретных технологических реше-ний по инфраструктуре, что снижает ценность ве-роятностного анализа. Предлагаемый в работе под-ход лишен указанных недостатков и позволяет заприемлемое время провести полноценную веро-ятностную оценку профилей добычи с учетом за-данного распределения каждого из входных пара-метров, а также их взаимовлияния.

Принципиальный подход к анализу неопределенностей технологических показателей

В рамках данной работы вероятностные профилидобычи определялись на основе многовариантныхрасчетов по результатам их статистического анали-за. При этом совокупность исходных неопределен-ностей, влияющих на профиль добычи, была разде-лена на два типа:

1) статические, включающие геологические не-определенности, влияющие на объем геологическихзапасов и геометрию залежи (толщины, площадьнефтеносности, пористость, песчанистость и др.);

2) динамические – совокупность геологических итехнологических неопределенностей, прямо невлияющих на геологические запасы, но определяю-щие процесс разработки (число и расположениескважин, абсолютная проницаемость, ОФП, объемводоносного горизонта и др.)

Согласно предложенной методике статические па-раметры определяли начальные геологические запа-сы, площадь нефтеносности и число добывающихскважин при выбранной системе разработки; дина-мические – начальные темпы отбора и темпы сни-жения добычи.

Для каждой расчетной итерации (рис. 1) каждыйиз входных неопределенных параметров задавалсяслучайным образом с учетом заданных функцийраспределения и функций взаимосвязей параметров(например, площадь нефтеносности и число добы-вающих скважин). Вероятностные профили добычиопределялись по результатам статистического ана-лиза расчетных технологических показателей Р10,Р50, Р90.

Оценка неопределенностей по одной из залежей Восточного Увата

Краткая характеристика объекта исследованияРассмотрим специфику оценки статических и ди-

намических неопределенностей, а также аналитиче-ского расчета результирующих профилей добычи напримере одной из новых залежей Восточного Увата.Данная залежь расположена севернее разрабатывае-мого с 2009 г. Усть-Тегусского месторождения (рис.2). Близость новой залежи к хорошо изученному ме-сторождению позволяет учитывать при анализе не-определенностей накопленную геолого-промысло-вую информацию по одновозрастным отложениям«большого соседа».

Основным объектом разработки является пластЮ2 тюменской свиты, характеризующийся хоро-шей гидродинамической связью и высокой гидро-проводностью коллектора. Нефтеносность пластаподтверждена бурением трех разведочных сква-жин, в которых был проведен комплекс геофизиче-ских (ГИС) и гидродинамических (ГДИС) исследо-ваний, а также выполнены исследования керна.Вся площадь залежи изучена методами 3D сейсмо-

Рис. 1. Принципиальный алгоритм вероятностной оценки профиля добычи



разведки. Важной особенностью пластовой нефтиявляются низкие значения газового фактора(менее 30 т/м3) и давления насыщения (7 МПа),позволяющие не учитывать влияние свободногогаза на процесс разработки. Соотношение по-движностей воды и нефти по данным специ-альных исследований керна, ГДИС и эксплуатацииблизко к единице.

Указанные особенности объекта позволяют дляпрогноза динамики добычи использовать аналити-ческие расчеты, основанные на методе материально-го баланса и модели вытеснения нефти из слоистогопласта.

Аналитический расчет технологических показателейАналитический расчет профиля добычи прово-

дился на основе модели материального баланса,объединенной с моделью слоистого пласта для опре-деления динамики обводненности добывающихскважин. Расчетные профили добычи и закачки длякаждой реализации получались суммированиемежемесячных показателей работы отдельных сква-жин. В многовариантных расчетах использовалисьстандартные условия выбытия добывающих сква-жин: повышение обводненности до 98 % или сниже-ние дебита нефти до 0,5 т/сут.

Общий алгоритм расчета включает следующиеэтапы.

1. Расчет дебитов жидкости и приемистостей длякаждой скважины с использованием уравнения уста-новившегося режима [2] и средней вязкости потока,зависящей от обводненности продукции, – для до-бывающих скважин [3].

2. Расчет обводненности каждой скважины с ис-пользованием модели слоистого пласта, в которойскорость обводнения каждого слоя пропорциональ-на его проницаемости. Использованная модель вы-теснения нефти [3] основана на предположении огамма-распределении проницаемости по слоям

где Г – гамма-функция; b = f(V), a = f(V) – коэффи-циенты гамма-распределения; V – коэффициент ва-риации проницаемости по вертикали; kпр – коэффи-циент проницаемости.

Таким образом, обводненность продукции сква-жины на каждом этапе рассчитывалась как функ-ция текущего отбора скважины от приходящихсяна нее в данной реализации извлекаемых запасов икоэффициента вариации проницаемости по вер-тикали. Использованная модель позволила с высо-кой точностью воспроизвести характеристики вы-теснения по участкам соседнего месторождения-аналога с длительной историей обводнения.

3. Суммирование показателей добычи и закачкидля оценки участка в целом.

4. Расчет пластового давления методом материаль-ного баланса. В данном случае физико-химическиесвойства пластовой нефти объекта позволили при-менить модель для «нелетучей нефти».

Важным преимуществом использованного подхо-да с точки зрения многовариантных расчетов яв-ляется определение вида характеристик вытесненияпо минимальному числу параметров.

f kГ

k e1

� ,

k

пр пр1

пр

( )( )

=b aa

a−−b

Рис. 2. Расположение объекта исследования



Несмотря на свою простоту, данная аналитическаямодель позволяет воспроизвести наиболее важныезакономерности разработки нефтяных пластов:

– зависимость начальных дебитов от фильтра-ционно-емкостных свойств (ФЕС), ОФП, PVT-свойств и типа заканчивания скважин;

– изменение среднего пластового давления в зави-симости от объема дренируемой жидкости, компен-сации и активности законтурной области;

– зависимость темпов падения добычи жидкостиот изменения пластового давления;

– зависимость темпов обводнения скважин от ве-личины извлекаемых запасов, темпов их выработкии степени неоднородности пласта.

Предложенный подход был реализован на базе MSExcel с использованием VBA, что обеспечило высо-кую скорость вычислений и позволило основноевремя уделить обоснованию диапазона вариациивходных параметров.

Расчет технологических показателей предложен-ным аналитическим методом предполагает заданиесовокупности неопределенных входных параметровстатического и динамического типов, а также фик-сированных параметров (рис. 3).

Обоснование фиксированных параметровПринципиальная система разработки (семито-

чечная обращенная, расстояние между скважина-

ми 600 м) обоснована исходя из технико-экономи-ческих расчетов в рамках проектного документа наразработку Усть-Тегусского месторождения (ана-лога). Темпы ввода скважин определялись по фак-тическим темпам бурения и освоения с использо-ванием двух свободных буровых установок, забой-ные давления нагнетательных скважин – по про-ектному линейному давлению. Скин-факторы приразных типах заканчивания скважин, а также на-чальная обводненность в водонефтяных (ВНЗ) ичисто нефтяных зонах (ЧНЗ) соответствовалисредним показателям эксплуатации Усть-Тегусско-го месторождения.

В рассматриваемом случае к фиксированным па-раметрам относятся PVT-свойства насыщающихпласты флюидов в связи с их высокой изученностьюи незначительными вариациями основных пара-метров (плотности, вязкости и др.), определенныхпо результатам экспериментов. Перевод фиксиро-ванных параметров в неопределенные не повлияетна алгоритм оценки.

Оценка статических неопределенностей и обоснование их вероятностных распределенийК исходным неопределенностям статического

типа относятся геометрические параметры (отметкаВНК, структурный каркас) и емкостные свойствапласта (песчанистость, пористость, нефтенасыщен-

Рис. 3. Совокупность входных параметров для вероятностного расчета профилей добычи: Kпес, Kп, Kн – коэффициент соответственно песчанистости, пористости и нефтенасыщенности; Hэфф, Hmin – толщина пластасоответственно эффективная и минимальная; НГЗ – начальные геологические запасы; ВНК – водонефтяной контакт



ность). В конечном счете геологические неопреде-ленности данного типа определяют такие входныепараметры для расчетов профиля добычи, как числодобывающих скважин, геологические запасы наскважину, типы заканчивания скважин и их вход-ную обводненность.

Ввиду того, что разведочные скважины на рассмат-риваемой залежи пробурены в купольных частяхструктуры и не вскрыли ВНК, диапазон его возмож-ной вариации по результатам бурения и опробованияразведочных скважин, а также по данным соседнихзалежей существенен и составляет 17 м.

Структурная неопределенность оценивалась с уче-том данных бурения на соседнем Усть-Тегусском ме-сторождении. Для этого была построена карта егоразбуренной части только по данным 3D сейсмораз-ведки и результатам разведочного бурения. Послевычислили невязки данной карты с результатамиэксплуатационного бурения, на основе которых сиспользованием метода, представленного в работе[5], для каждой новой реализации геологическоймодели задавалась вариация структурной поверхно-сти в межскважинном пространстве. При этом былучтен рост неопределенности при прогнозе струк-турного плана по мере удаления от фактически про-буренных разведочных скважин.

При создании множественных реализаций издальнейшего рассмотрения исключались сочетанияабсолютных отметок ВНК и структурных поверхно-стей, при которых происходило «слияние» изучае-мой залежи с соседними, что не соответствует теку-щим геологическим представлениям.

Средние по залежи ФЕС (песчанистость, пори-стость и нефтенасыщенность) варьировали по еди-ному принципу: для каждого параметра было заданотреугольное статистическое распределение. Наиболеевероятное значение соответствовало среднему пока-зателю, полученному для разведочных скважин, про-буренных в пределах залежи. Диапазон вариации былопределен по данным бурения скважин на соседнейплощади Усть-Тегусского месторождения.

Множественные вероятностные реализации гео-логической модели формировались с учетом вариа-ций всех неопределенных статистических парамет-ров методом многовариантного геологического мо-делирования с использованием инструмента Workf-low в программном комплексе Petrel 2012. Результа-том данного этапа работы стало формированиемножественных реализаций входных параметровдля расчета технологических показателей в рамках

описанной аналитической методики расчета.К входным параметрам отнесены:

– начальные геологические запасы;– площадь нефтеносности с нефтенасыщенной

толщиной более 4 м (критерий расстановки фонда);– доля ВНЗ;– средняя нефтенасыщенная толщина.

Оценка динамических неопределенностейДля расчета профилей добычи предложенным

аналитическим методом, помимо перечисленныхпараметров, необходимо использовать следующиединамические переменные:

– число добывающих скважин, тип их заканчива-ния и начальная обводненность;

– распределение эффективных толщин и запасовпо скважинам;

– средняя проницаемость и ее распределение поскважинам;

– вид характеристик вытеснения;– объем законтурной области.Число добывающих скважин рассчитывалось ис-

ходя из площади нефтеносности и плотности сеткискважин. При этом была учтена возможность заме-ны двух наклонно направленных скважин (ННС) вВНЗ одной горизонтальной скважиной.

При распределении эффективных нефтенасыщен-ных толщин между скважинами в каждой конкрет-ной реализации учитывалось их среднее значение вгеологической модели, а также распределение поданным бурения на соседних площадях. Распределе-ние начальных геологических запасов по скважинампринималось пропорциональным эффективнымнефтенасыщенным толщинам. Аналогичный под-ход использовался при распределении по скважи-нам абсолютной проницаемости. Для эффективныхтолщин фактический вид распределения близок ктеоретическому нормальному, в то время как факти-ческое распределение коэффициента проницаемо-сти по результатам интерпретации данных ГИСблизко к гамма-распределению.

Важнейшим параметром, определяющим темпыотбора, а следовательно, и максимальные уровнидобычи и закачки, является средняя проницаемостьпо залежи. Данный параметр также варьировал отреализации к реализации. Наиболее вероятное егозначение соответствовало средней величине(0,1 мкм2) по результатам гидродинамических ис-следований трех разведочных скважин при измене-нии от 0,08 до 0,13 мкм2. Для определения диапазо-



на возможной вариации проницаемости использо-вался «доверительный интервал». Согласно работе[6] истинное среднее значение проницаемости впредположении ее гамма-распределения по площа-ди с вероятностью 90 % варьирует в пределах0,060–0,155 мкм2. В данных вычислениях учитыва-лись число пробуренных в пределах залежи разве-дочных скважин и среднее значение проницаемостипо результатам их испытаний. Указанный коридор исреднее значение были использованы для заданияфункции распределения средней проницаемости сцелью проведения многовариантных расчетов.

В предложенной аналитической модели характери-стики вытеснения определяются единственным пара-метром – коэффициентом вариации проницаемостипо вертикали. Диапазон изменения данного парамет-ра выбирался с учетом анализа показателей эксплуа-тации участков Усть-Тегусского месторождения, на-ходящихся в разработке наиболее длительный срок.Верхняя граница коэффициента вариации состави-ла 1,3, что соответствует участкам с наиболее резкойфактической динамикой обводнения, нижняя грани-ца (0,7) позволяет воспроизвести наиболее оптими-стичные характеристики вытеснения по относитель-но однородным участкам объекта-аналога.

Мониторинг энергетического состояния продук-тивных пластов Усть-Тегусского месторождения, со-ставление материального баланса и гидродинами-ческое моделирование различных участков позволи-ли определить водонасыщенный объем (от 1 до 10при среднем значении 3), отнесенный к связанномус ним нефтенасыщенному объему. В связи с исполь-зованием при расчете добычи модели водонасыщен-ного объема, основанной на упругом расширениизаконтурного объема (tank-model), данного пара-метра было достаточно для задания вариации егоактивности. Ограниченный объем законтурнойобласти в условиях изучаемого района обусловленналичием многочисленных выступов фундамента,стратиграфически ограничивающих развитие про-дуктивных пластов.

Результаты оценки неопределенностейВ рамках предложенного подхода на первом этапе

была выполнена оценка влияния каждого из не-определенных параметров на максимальную добы-чу нефти и жидкости, объемы бурения, накоплен-ную добычу нефти за весь период разработки. Нарис. 4 приведена чувствительность добычи нефти квариации одного из неопределенных параметров.

При этом параметр «объема» включал совокупнуюнеопределенность ВНК и структурного плана,взаимозависимых при построении геологическихреализаций.

Проведенный анализ подтверждает то, что наи-большие риски по добыче связаны с неопределенно-стями структурного плана и ВНК. Для уменьшенияданных неопределенностей на месторождении взимний период запланировано бурение дополни-тельной разведочной скважины в ВНЗ. Дополни-тельно из проектных добывающих скважин выделе-ны оценочные скважины, необходимые для уточне-ния положения структуры и ВНК на первом этаперазбуривания залежи.

На следующем этапе были проведены многовари-антные расчеты профилей добычи нефти, газа ижидкости, а также закачки воды. Всего в рамках ста-тистического анализа профилей добычи было про-считано более 1000 реализаций (рис. 5).

Представительное число реализаций позволило длякаждого временного шага вычислить наиболее веро-ятные (Р50), пессимистичные (Р90) и оптимистич-ные (Р10) значения добычи нефти, газа и жидкости,закачки воды и числа добывающих скважин. Резуль-

Рис. 4. Анализ чувствительности показателей мак-симальной добычи к входным данным

Рис. 5. Результаты многовариантных расчетов напримере оценки динамики добычи нефти



таты вероятностной оценки профилей добычинефти, а также диапазон риска по эксплуатационно-му фонду скважин представлены на рис. 6.

Таким образом, задача статистической оценки диа-пазона вариации основных показателей разработкиисследуемого объекта была полностью решена.

Выводы 1. Разработанный алгоритм вероятностной оценки

показателей разработки новых площадей учитываетнеопределенности статического и динамическогохарактера.

2. Предложенный алгоритм реализован на приме-ре одного из перспективных участков ВосточногоУвата, находящегося на стадии доразведки и проб-ной эксплуатации единичных скважин. Полученныерезультаты использованы при перспективном пла-нировании объектов промыслового обустройстваучастка.

3. При минимальных модификациях рассмотрен-ный алгоритм можно использовать для оптимиза-ции систем разработки в условиях неопределенно-сти. Дальнейшее развитие данного направления свя-зано также с учетом экономических показателейразработки.


1. Соколов С.В. Анализ неопределенностей профилей добычи //Наука и ТЭК. – 2012. – № 6. – С. 8–10.

2. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями призаводнении. – М.: Шлюмберже, 2001. – 142 с.

3. http://marla.fancymaces.ru

4. Dake L.P. Fundamentals of Reservoir Engineering, Developments inPetroleum Science. – Elsevier, 1983.

5. Structural Uncertainty: a Necessary Step In Geosciences Risk Analy-sis / E. Chavanne, Rangga A. Brahmantio, A. Douillard, A. Irving// SEGAnnual Meeting, 9–14 November 2008. – Las Vegas, Nevada. –P. 3564–3567.

6. Krishnamoorthy K., Mathew T., Mukherjee S. Normal-Based Met-hods for a Gamma Distribution: Prediction and Tolerance Intervalsand Stress-Strength Reliability, Technometrics. – 2008. – Vol. 50. –Issue 1. – P. 69–78.

References1. Sokolov S.V., Nauka i TEK, 2012, no. 6, pp.8–10.

2. Wolcott D., Applied waterflood field development, Publ. of Schlum-berger, 2001, 142 p.

3. URL: http://marla.fancymaces.ru

4. Dake L.P., Fundamentals of reservoir engineering, developments inpetroleum science, Elsevier, 1983.

5. Chavanne E., Brahmantio Rangga A., Douillard A., Irving A., Struc-tural uncertainty: a necessary step in geosciences risk analysis, SEG An-nual Meeting, 2008, 9-14 November, Las Vegas, Nevada,pp. 3564–3567.

6. Krishnamoorthy K., Mathew T., Mukherjee S., Normal-based met-hods for a gamma distribution: prediction and tolerance intervals andstress-strength reliability, Technometrics, 2008, V. 50, Issue 1, pp. 69–78.

Рис. 6. Вероятностная оценка профиля добычинефти (а) и числа добывающих скважин (б)



Опыт разбуривания Усть-Тегусскогоместорождения в условиях высокойнеопределенности геологического строения

ВведениеУсть-Тегусское месторождение открыто в 1991 г.,

в промышленную эксплуатацию введено в 2009 г.В настоящее время месторождение является круп-нейшим активом ООО «РН-Уватнефтегаз» и обес-печивает 78 % добычи нефти всего предприятия.Нефтеносность месторождения связана с конформ-но залегающими пластами тюменской свиты Ю2,Ю3, Ю4. Коллекторы терригенные, сцементирован-ные глинистым, реже карбонатным цементом. Пла-сты имеют различный генезис образования, в связис чем их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС)сильно различаются.

Пласт Ю2 формировался в прибрежно-морскихусловиях осадконакопления под действием прилив-но-отливных процессов, что привело к образованиювыдержанных песчаных тел, достаточно однород-ных по площади и толщине, с высокими коэффици-ентами песчанистости, пористости и нефтенасы-щенности. Отложения пласта Ю3 в нижней частиформировались в условиях поймы и озер. Этим об-условлено присутствие в разрезе тонкослоистогомелкозернистого песчаника. Верхняя часть сложенапесчаниками руслового генезиса. Характерной осо-бенностью строения пласта является наличие рас-пределительного канала в центральной части место-рождения, отложения которого представленымелко- и среднезернистыми песчаниками. Отложе-ния пласта Ю4 представлены отложениями речныхрусел с влиянием приливно-отливных процессов.Этим обусловлены средние значения ФЕС.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки

По площади месторождение можно условно раз-делить на две части, восточную и западную, разде-ляющиеся структурным прогибом в районе скв. Х(рис. 1). Западная часть месторождения ограниченавыступом фундамента и зоной глинизации.

Отложения тюменской свиты в целом характери-зуются значительной сложностью строения и за-трудненным прогнозом параметров продуктивныхпластов: по данным пробуренных скважин коэффи-циент вариации нефтенасыщенной толщины на шагсетки (600 м) составляет около 0,5.

А.П. Шиляев (ООО «ТННЦ»), В.А. Закиркин (ООО «РН-Уватнефтегаз»)

УДК 622.276.1/.4 А.П. Шиляев, В.А. Закиркин, 2015

Ключевые слова: стратегия разбуривания месторождения, геологическое сопровождение бурения, выбор заканчиванияскважины.Key words: field development strategy, geological support of drilling, well completion.


Рис. 1. Карта распространения продуктивных пла-стов Усть-Тегусского месторождения



В связи с отмеченным уже на первых этапах разбу-ривания ООО «ТННЦ» осуществляло геологическоесопровождение разработки Усть-Тегусского место-рождения для постоянного мониторинга и возмож-ности оперативной корректировки стратегии освое-ния месторождения.

Первым проектным документом на разработкуместорождения стала «Технологическая схема опыт-но-промышленной разработки Усть-Тегусского ме-сторождения», выполненная в 2006 г. ООО «ТННЦ»[1]. В качестве эксплуатационных объектов быливыделены пласты Ю2-3 и Ю4. Базовой системой раз-работки стала обращенная семиточечная система срасстоянием между скважинами 600 м.

Разбуривание месторождения начиналось с вос-точной части, где присутствуют все три продуктив-ных пласта, что обусловило выбор типа заканчива-ния в пользу наклонно направленных скважин(ННС). Расчеты прогнозного профиля добычи с по-мощью горизонтальных скважин (ГС) показывалинесколько меньшую эффективность в условиях вы-сокой прогнозной неоднородности эксплуатацион-ных объектов.

При этом в проектном документе в рамках опыт-но-промышленных работ (ОПР) предусматрива-лось бурение ГС в краевых водонефтяных зонах(ВНЗ) и зонах отсутствия нефтенасыщенных кол-лекторов пластов Ю3 и Ю4. Всего было пробуреносемь ГС (рис. 2). По большей части пилотных ство-лов подтвердилось монолитное строение коллекторас низкой расчлененностью и высокой степенью гид-родинамической связи по разрезу, что позволилодренировать горизонтальным стволом всю толщинупласта Ю2.

Результаты промышленной эксплуатации зон с мо-нолитным строением показали более высокую про-дуктивность ГС по сравнению с ННС (в среднем в4 раза). При этом проведение гидравлического разры-ва пласта (ГРП) в четырех скважинах увеличило про-дуктивность лишь в 1,9 раза. Анализ эффективностивыработки запасов в районе ВНЗ показал, что ГСобеспечивают лучшие характеристики вытеснения(рис. 3), что в перспективе позволит достичь более вы-сокого коэффициента извлечения нефти (КИН).

Таким образом, реализация ОПР, предложенныхв первом проектном документе, позволила уточ-

Рис. 2. Расположение, проводка и начальные дебиты нефти qн первых ГС

нить оптимальную систему разработки месторож-дения, что было отражено в следующем проектномдокументе.

Технологическая схема разработкиВ 2011 г. была составлена «Технологическая схема

разработки Усть-Тегусского месторождения» [2], вкоторой на основе уточнения фациальной природыи геологических характеристик было обосновановыделение эксплуатационных объектов Ю2, Ю3-4.Неразбуренную часть объекта Ю2 предполагалосьэксплуатировать горизонтальными скважинами сдлиной ствола до 600 м. На объекте Ю3-4 и в зонахсовместного залегания объектов предполагалось бу-рение ННС.

В результате выполнения проектных решений иначала эксплуатационного бурения в западнойчасти месторождения сформировалось следую-щее представление о геологическом строенииновых зон:

– практически вся оставшаяся нефтеноснаяплощадь по структурным отметкам находитсявыше ВНК, т.е. представлена чисто нефтянойзоной;

– продуктивные отложения пластов Ю3-4 на за-падную часть месторождения не распростра-няются;

– пласт Ю2 характеризуется увеличением рас-члененности, разрез представлен достаточно вы-держанной верхней пачкой и переслаиванием внижней части.

Современное положениеВ настоящее время действующим проектным тех-

нологическим документом (ПТД) является «Допол-нение к технологической схеме разработки Усть-Те-гусского месторождения», утвержденное в 2014 г.[3]. Достаточно высокая степень геологической изу-ченности месторождения позволила в качестве про-ектных решений предложить оптимизацию типовзаканчивания скважин в зависимости от геологиче-ского строения (рис. 4). Для высокорасчлененныхзон объекта Ю2 предусматривается замена ГС наННС с гидравлическим разрывом пласта, а для не-разбуренных водонефтяных зон объекта Ю3-4 –применение ГС.



Рис. 3. Характеристики вытеснения для ГС и ННС

Рис. 4. Расчлененность пласта Ю2 (а) и эффективность ГС (соотношение дебитов жидкости ГС и ННС) (б)

а б

В настоящее время разбурено 85 % площади Усть-Тегусского месторождения, запланировано бурениенескольких краевых кустов. При этом существуетриск неэффективного расположения кустовых пло-щадок с точки зрения их неполной загрузки и/илиснижения охвата воздействием оставшейся нефте-насыщенной площади.

При классическом подходе бурение скважин реко-мендуется вести последовательно: от известного кнеизвестному. Однако в данном случае специалиста-ми ООО «ТННЦ» и ООО «РН-Уватнефтегаз» былорешено отойти от этой схемы и начать бурение пер-вых добывающих скважин в удаленной зоне для до-разведки, чтобы подтвердить или опровергнуть те-кущие представления о геологическом строении изапасах месторождения. При этом всегда должнаоставаться техническая возможность перебуритьскважину в случае отрицательного результата.

Положительным примером применения подоб-ного подхода является подтверждение необходи-мости разбуривания района куста № I (рис. 5).С запада данный район ограничен выступом фун-дамена, который достаточно надежно картируетсяметодами сейсморазведки, с северо-запада – лини-ей литологического замещения, прогноз располо-жения которой недостаточно достоверен. Поэтомусуществовал риск отсутствия коллектора и «поте-ри» части проектного фонда.

При развитии пессимистичного сценария пропа-дала принципиальная необходимость отсыпки ку-стовой площадки, а запасы могли бы быть вырабо-таны дополнительными скважинами куста, распо-ложенного южнее, и смещением проектного куста,расположенного северо-восточнее скважины Y. Дляподтверждения наличия коллектора принято реше-ние пробурить опережающую скв. Z с кустовой пло-щадки, расположенной южнее рассматриваемойзоны интереса. В результате были подтвержденыгеологическое строение залежи и рентабельностьобустройства кустовой площадки № I.

ЗаключениеТаким образом, на примере Усть-Тегусского место-

рождения, геологическое строение которого сильноосложнено (выступы фундамента, зоны литологиче-ского замещения песчаника, высокая неоднород-ность свойств коллектора по латерали), показано,что постоянное геологическое сопровождение имеетбольшое практическое значение при принятии ре-шений для эффективного разбуривания и обу-стройства месторождения.


1. Технологическая схема опытно-промышленной разработкиУсть-Тегусского месторождения. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2006.

2. Технологическая схема разработки Усть-Тегусского месторож-дения. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2011.

3. Дополнение к технологической схеме разработки Усть-Тегус-ского месторождения. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2014.

References1. Tekhnologicheskaya skhema opytno-promyshlennoy razrabotki Ust’-Tegusskogo mestorozhdeniya (Technological scheme of pilot commer-cial development of Ust-Teguss field), Tyumen’: TNNC LLC, 2006.

2. Tekhnologicheskaya skhema razrabotki Ust’-Tegusskogo mestorozhde-niya (Technological scheme of development of Ust-Teguss field), Ty-umen’: TNNC LLC, 2011.

3. Dopolnenie k tekhnologicheskoy skheme razrabotki Ust’-Tegusskogomestorozhdeniya (Supplement to the technological scheme of the de-velopment of Ust-Teguss field), Tyumen’: TNNC LLC, 2014.



Рис. 5. Проектный фонд скважин кустовой площадки № I



Перспективы вовлечения в разработку тонких подгазовых оторочек высоковязкой нефти

Введение Месторождения высоковязкой нефти с тонкой

подгазовой оторочкой являются одними из наибо-лее сложных для разработки. Самые известныепримеры таких объектов – пласты покурскойсвиты (ПК) на Ван-Еганском, Северо-Комсомоль-ском, Западно-Мессояхском и других месторожде-ниях Западной Сибири с общими запасами нефтиболее 1 млрд. т.

Одним из основных рисков при разработке место-рождения с газовой шапкой является прорыв газа вдобывающие скважины. Для месторождений высо-ковязкой нефти данный риск особенно существен,поскольку при прорыве газа вследствие огромнойразницы в подвижностях флюидов добыча нефтиможет прекратиться полностью и скважина по сутистанет газовой. Таким образом, наличие газовойшапки требует применения комплексного подхода квыбору местоположения, траектории и конструкцииновых скважин, режимов их работы, обоснованиюагента воздействия и параметров системы поддержа-ния пластового давления (ППД). Кроме того, суще-ствуют риски прорыва газа не только в вертикальномнаправлении, но и по напластованию в те части раз-реза пласта, где газовая шапка отсутствует.

Эффективность эксплуатации скважин на указан-ных месторождениях во многом зависит от толщи-ны нефтяной оторочки. Например, на Ван-Еганскомместорождении в рамках опытно-промышленныхработ (ОПР) пробурены семь горизонтальных сква-

жин (ГС) в пластах с нефтенасыщенными толщина-ми около 12 м. В большинстве из них произошелпрорыв газа в первые месяцы эксплуатации, в ре-зультате ОПР по разработке нефтяной оторочкипризнаны неуспешными. Газовая шапка покрываетпрактически всю площадь Ван-Еганского месторож-дения, при этом промысловые данные свидетель-ствуют о незначительной доле запасов нефти с на-дежной гидродинамической перемычкой.

Кроме газовой шапки и нефти вязкостью более100 мПа·с, разработку пластов ПК осложняют нали-чие слабосцементированного коллектора, сложнаягеология (разломы, разные уровни контактов, реч-ной тип отложений), расположение объектов в рай-онах распространения многолетнемерзлых пород.Эти факторы являются основной причиной, по ко-торой месторождения не введены в разработку.

В последние десятилетия технологии добычинефти получили существенное развитие. Успешноэксплуатируются горизонтальные скважины, в томчисле с применением устройств контроля притока(УКП). Применяются эффективные агенты воздей-ствия в системе ППД. При этом очевидно, что ком-мерчески успешная разработка тонких подгазовыхоторочек высоковязкой нефти требует комплексно-го и, вероятно, нетривиального решения.

Рассмотрим подробнее перспективы применениякомплексного подхода к разработке подобных объ-ектов на примере Ван-Еганского нефтегазоконден-сатного месторождения.

Н.Н. Иванцов, А.А. Гильдерман, А.О. Гордеев (ООО «ТННЦ»),

Л.А. Гайдуков, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.1/.4 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: высоковязкая нефть, газовая шапка, оторочка, конусообразование, технология разработки.Key words: heavy oil, gas cap, oil rim, gas coning, development technology.




Характеристика Ван-Еганского месторождения, результаты пробной разработки

Ван-Еганское месторождение находитсяв Нижневартовском районе Ханты-Ман-сийского автономного округа. В тектони-ческом отношении оно расположено впределах Варьеганского вала и характери-зуется значительным (64 пласта) этажомнефтегазоносности: от сеномана до верх-ней юры. По начальным извлекаемым за-пасам относится к категории крупных.Наибольший объем остаточных извлекае-мых запасов нефти (32 %) и газа (79 %) со-держится в сеноманской залежи (пласты ПК1-2).

Тонкослоистый пласт представлен неконсолиди-рованным песчаником с высокой латеральной ивертикальной неоднородностью. Сеноманская за-лежь содержит газовую шапку (средняя толщина –20,5 м) и тонкую (8,6 м) нефтяную оторочку, подсти-лаемую водой (рис. 1). Нефть пласта тяжелая, высо-ковязкая, ее запасы относятся к категории трудноиз-влекаемых. Геолого-физическая характеристика пла-стов ПК1-2 приведена ниже.

Средняя глубина залегания, м ..............................836Тип коллектора ......................................ТерригенныйСредняя толщина, м:

газонасыщенная..................................................20,5нефтенасыщенная.................................................8,6

Пористость..............................................................0,34Средняя начальная нефтенасыщенность................0,63Проницаемость, 10-3 мкм2 .....................................125Коэффициент песчанистости..............................0,57Пластовая температура, °С......................................33Пластовое давление, МПа.......................................9,7Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с ...377Плотность нефти, т/м3, в условиях:

пластовых ...........................................................0,894стандартных .........................................................0,96

Давление насыщения нефти, МПа........................8,2Газосодержание нефти, м3/т .................................21,1В связи со сложным геологическим строением и

высокой вязкостью нефти пласты ПК1-2 в настоящеевремя в полномасштабную разработку не введены.С 2004 г. неоднократно планировались различныеОПР. В рамках этих работ в разных частях пластовпробурены семь ГС. При их эксплуатации возниклипроблемы быстрого прорыва газа из газовой шапкилибо подошвенной воды, а также выноса механиче-ских примесей. В результате шесть скважин былиостановлены в первые месяцы работы. Исключениесоставила лишь одна ГС с условным номером Х1, покоторой отбор составил около 63 % накопленной до-бычи нефти пластов ПК1-2 (см. таблицу).

Для выявления причин быстрого прорыва газаили воды проанализированы геологические и техно-логические факторы. Пласты ПК1-2 характеризуют-ся частым переслаиванием коллектора глинистымипрослоями (расчлененность равна 26), часть из ко-торых является гидродинамическими барьерами.Выделены два типа залегания прослоев относитель-но контактов: параллельно – зона 1 (сводовая частьзалежи); под углом к контактам – зона 2 (склоноваячасть залежи). Во всех скважинах, расположенных в

Рис. 1. Геологический разрез пласта ПК1-2:ГНК, ВНК – соответственно газо- и водонефтяной контакт

Примечание. 1. Скв. Х1 находится в эксплуатации. 2. qн, qж – дебит соответственно нефти и жидкости; B – обводненность, ГФ – газовый фактор;Tраб

1, Qн1 – соответственно рабочее время и дебит нефти на дату прорыва газа или воды; Tраб

2, Qн2, Qж

2 – накопленные соответственно рабочеевремя, добыча нефти и жидкости. 3. В числителе приведены данные за первый месяц эксплуатации скважины, в знаменателе – на дату установки.

зоне 2, зафиксирован быстрый прорыв газа из газо-вой шапки вдоль напластования коллектора (по ла-терали), поскольку в данном случае глинистые про-слои не препятствуют движению газа и воды к ство-лу скважины.

В северной части залежи, где находятся скв. Х6 иХ7 (зона 1), ВНК расположен на 8 м выше, чем вцентральной части (абсолютная отметка соответ-ственно -896 и -904 м). В связи с этим нефтенасы-щенная толщина данной площади меньше, чемцентральная в 2 раза (соответственно 5 и 10–12 м).В зоне 1 находится единственная успешная горизон-тальная скв. Х1. Геологическое строение участка бу-рения скв. Х1 характеризуется наличием глинистойперемычки между фазами газ – нефть и нефть –вода, что в свою очередь является одним из опреде-ляющих факторов успешной разработки залежей внастоящее время.

На втором этапе рассмотрены технологическиефакторы, повлиявшие на работу скважин: режимэксплуатации, способ заканчивания, траекторияствола.

Режим работы. При анализе режимов работы сква-жин отмечено, что в момент прорыва газа наблюдал-ся резкий рост выноса твердых взвешенных частиц(ТВЧ). Установлено, что при превышении критиче-ского значения депрессии (3,6 МПа) в открытомстволе происходит резкий рост выноса ТВЧ с одно-временным увеличением ГФ. Вероятнее всего, в при-забойной зоне пласта происходит разрушение кол-лектора с формированием каналов в газовую шапку.В литературе процесс образования каналов называет-ся формированием «червоточин» [1]. Сопоставимоезначение депрессии, при котором происходит разру-шение коллектора, приведено в работах [2–4].

Способ заканчивания. Большой вынос ТВЧ(до 33 г/л) наблюдался во всех скважинах, оборудо-ванных щелевым фильтром, за исключениемскв. Х1, в которой установлен гравийный фильтр.В этой скважине при высоких депрессиях зафикси-ровано снижение продуктивности. Вероятно, запол-нение пространства проппантом между фильтром игорной выработкой позволяет закрепить открытыйствол и препятствует обрушению стенок или фор-мированию «червоточин». Поэтому для сниженияриска разрушения пород в призабойной зоне реко-мендуется не превышать критического значения де-прессии, а также использовать при заканчиваниискважин фильтр с гравийной набивкой.

Траектория ствола. В скважинах, в которых за-фиксирован прорыв воды (скв. Х2 и Х6), траекториягоризонтального ствола приближена к ВНК (рис. 2).

У скв. Х7, не введенной в эксплуатацию из-за высо-кого ГФ (15200 м3/т), ствол расположен на границе сГНК. Траектории оставшихся четырех скважин(Х1, Х3, Х4 и Х5) располагаются в середине нефтя-ной оторочки, равноудаленно от ВНК и ГНК. Дляснижения вероятности прорыва газа или воды гори-зонтальный ствол рекомендуется располагать вцентральной части нефтенасыщенного коллектора.

Таким образом, опыт эксплуатации ГС Ван-Еган-ского месторождения показывает, что успешностьих работы зависит как минимум от соблюдения сле-дующих условий:

– размещение в зоне максимальных нефтенасы-щенных толщин и параллельного залегания про-слоев относительно контактов;

– выбор участка бурения скважин ориентированна наличие в разрезе глинистых перемычек, разде-ляющих прослои с разной насыщенностью;

– горизонтальный ствол равноудален от ГНК иВНК, т.е. расположен в центральной части нефтянойоторочки;

– заканчивание скважины выполнено с использо-ванием гравийного или другого фильтра, обеспечи-вающего геомеханическую стабильность призабой-ной зоны;

– скважины эксплуатируются на депрессии, непревышающей 3,6 МПа.

Комплексный подход к разработке тонкой нефтяной оторочки

Анализу проблемы прорыва газа из газовойшапки в нефтяную добывающую скважину, а такжеприменению ГС в подгазовых оторочках посвященряд работ (например, [5, 6]). Точного математиче-ского решения задачи конусообразования газа из га-зовой шапки пока не существует, однако в настоя-щее время есть понимание основных принциповпроцесса фильтрации флюида в пластах с газовой



Рис. 2. Профили горизонтальных скважин

шапкой. Это позволяет получить решения, доста-точно хорошо описывающие реальную ситуацию.

В начале эксплуатации скважины в подгазовой ото-рочке добывают нефть без газа. При снижении забой-ного давления (например, с целью увеличения деби-та) поверхность ГНК продвигается к скважине. Приопределенном дебите градиент давления у стенкискважины становится значительным, и происходитбыстрый прорыв газа в ствол скважины. В соответ-ствии с терминологией работы М. Маскета [7] он на-зывается критическим и определяется по формуле

(1)

где j – безразмерный коэффициент, определяе-мый геометрией системы и соотношением прони-цаемостей в различных направлениях (анизотропи-ей); kh – горизонтальная проницаемость; Dr – раз-ность плотностей, g – ускорение свободного паде-ния, h – толщина пласта, m – вязкость нефти.

В работе [8] выполнена адаптация данной теориик горизонтальным скважинам. Для случая, когдаплощадь дренирования значительно превышаеттолщину пласта, безразмерный коэффициентможно определить по формуле

(2)

где L – длина горизонтального ствола; A – площадьдренирования.

Используя данный подход, оценим критическийдебит для Ван-Еганского месторождения. При тол-щине нефтяной оторочки 10 м и длине горизон-тального ствола 1000 м критический дебит состав-ляет 2 т/сут. В реальности он может быть чутьвыше, поскольку в теоретических расчетах не учи-тывается влияние поверхностного натяжения, бла-годаря которому происходит стабилизация кон-такта, так как наличие поверхностного натяженияпротиводействует деформации контактной по-верхности. Тем не менее, очевидно, что такие объе-мы добычи являются нерентабельными. Это пере-водит задачу профилактики развития конуса газа вразряд приоритетных.

Процесс разработки месторождений высоковяз-кой нефти заметно отличается от процесса разра-ботки месторождения нефти обычной вязкости.В мировой практике неоднократно отмечена дина-мика добычи нефти скважины, при которой послепрорыва воды обводненность на длительный пе-риод стабилизируется на уровне 30–70 %. На ме-

сторождениях нефти обычной вязкости такой тен-денции не выявлено. Режим можно интерпретиро-вать как результат образования внутрипластовойводонефтяной эмульсии, которая возникает есте-ственным образом без применения специальныхреагентов. Рассматривая возможные причины ста-билизации водонефтяного фактора, автор работы[9] исключает влияние неоднородности пластов итеорию фракционного потока, обосновывая этотем, что данная особенность связана со свойства-ми высоковязкой нефти. Этим объясняется широ-кое географическое распространение такого режи-ма на месторождениях высоковязкой нефти с са-мыми разными геологическими условиями залега-ния. Данная нехарактерная динамика является по-ложительным фактором при разработке, посколь-ку позволяет существенно продлить период рента-бельной эксплуатации скважин.

Даже процесс разработки месторождений высо-ковязкой нефти на режиме истощения существен-но отличается от процесса разработки месторож-дений нефти обычной вязкости. Имеется в видутак называемый режим «пенной» нефти, когда впластовых условиях образуется дисперсная систе-ма (пена), в которой дисперсная фаза представленаранее растворенным газом, дисперсионная среда –нефтью, причем генерация пены происходит безприменения ПАВ. В работах [10, 11] создание пен впористой среде обсуждается с точки зрения сни-жения пластового давления ниже давления насы-щения со ссылкой на экспериментальное опробо-вание и лабораторные эксперименты. Согласновыводам работы [12] поведение «пенной» нефтина месторождениях высоковязкой нефти анало-гично режиму растворенного газа для месторож-дений нефти обычной вязкости, однако главноеотличие заключается в том, что в случае высокойвязкости нефти образование непрерывной газовойфазы более затруднено. Отмечается, что режим«пенной» нефти является одним из главных фак-торов, позволяющих увеличить нефтеотдачу прииспользовании технологии «холодной» добычи спеском [12], и является «ключом» для повышениянефтеотдачи на месторождениях высоковязкойнефти, имеющихся, например, в Венесуэле и Кана-де [10]. Кроме того, из оценки материального ба-ланса, приведенного в работе [13], следует, что всистеме заводнения указанных месторождений до75 % нефти добывается благодаря режиму «пен-ной» нефти и лишь 25 % – за счет поддержаниядавления путем закачки вытесняющего агента.

j =LA

3, 44 ,2

= jr

mq

k gh∆,h

2



Применение секционных горизонтальных скважин сустройствами контроля притока

С учетом отмеченного особый смысл приобретаетприменение в тонких подгазовых оторочках высо-ковязкой нефти длинных горизонтальных стволов.Рассмотрим преимущества их использования в по-добных пластах.

1. Возможность обеспечить высокий начальныйдебит при ограниченной депрессии на пласт. Нарядус длительностью его сохранения этот показатель яв-ляется определяющим для экономической целесо-образности бурения скважин.

2. В условиях высокой фильтрационной неодно-родности пласта длинные ГС дают статистическибóльшую вероятность встретить коллектор.

3. В слабосцементированных коллекторах для про-филактики разрушения пород создают малую де-прессию на пласт. Зная величину допустимой де-прессии, можно рассчитать длину горизонтальногоствола, которая является минимальной для обес-печения рентабельности скважины.

4. В подгазовых оторочках основным риском являет-ся прорыв газа из газовой шапки. Можно рассчитатькритический дебит скважины и исходя из него опреде-лить минимальную необходимую длину ствола. Ана-логичная процедура применима также в случае рисковобразования конуса воды с водоносного горизонта.

5. Отдельным риском в условиях высоковязкойнефти является гидроразрыв пласта (ГРП) при за-качке агента в нагнетательную скважину, что приво-дит к быстрому обводнению добывающих скважин.Нагнетательные ГС позволяют обеспечить необхо-димую компенсацию отбора закачкой без высокихзабойных давлений.

6. Преимуществом длинных ГС является возмож-ность их эксплуатации при малых депрессиях, чтопри добыче высоковязкой нефти является условиемформирования «пенного» режима фильтрации.Если снизить пластовое давление до уровня, когдагазонасыщенность начнет превышать критическую,то газ сформирует каналы преимущественнойфильтрации, в том числе из газовой шапки.

7. Еще одним желательным режимом работы пла-ста в условиях высоковязкой нефти является фор-мирование на фронте вытеснения эмульсионногофронта [9]. Вероятно, одной из составляющих егоформирования является наличие пузырьков газа всоставе «пенной» нефти, режим которой, как от-мечено выше, формируется при малых депрессияхна пласт, достигаемых длинными ГС.

Длинные ГС обладают очевидными преимуще-ствами по сравнению с вертикальными или корот-

кими ГС. С другой стороны, у длинных ГС имеютсяследующие недостатки:

– прирост дебита с увеличением длины ГС становит-ся меньше из-за возрастания гидравлических потерьпри движении вязкой нефти по стволу скважины;

– при бурении длинных ГС происходит поврежде-ние пробуренной части ствола из-за воздействия бу-рового раствора под давлением;

– чем длиннее скважина, тем существенней по-следствия от прорыва газа/воды – потеря бóльшихзапасов;

– эффективность вытеснения (коэффициентохвата) при закачке агента с целью ППД снижаетсяпри увеличении длины горизонтального ствола;

– с увеличением длины горизонтального стволавозрастают риски бурения (отходы и углы искрив-ления ствола).

Очевидно, что существует экономически опти-мальная длина ГС, характеризующаяся допустимы-ми рисками при бурении и средним дебитом, обес-печивающим максимальную экономическую отдачус учетом необходимой инфраструктуры.

Наиболее существенным недостатком длинных ГСявляется риск потери дорогостоящей скважины (исоответствующих запасов пласта) в результате про-рыва газа или воды с контактов или кинжальногопрорыва агента закачки. Однако эта проблема можетуспешно решаться с помощью устройств контроляпритока (УКП). Для этого ствол горизонтальнойскважины разделяется на несколько секций (напри-мер, с использованием заколонных пакеров), в каж-дой из которых устанавливаются УКП. «Пассивные»УКП могут использоваться для выравниванияфронта и задержки прорыва воды и газа. Однако эф-фективность их применения значительно зависитот правильности представлений о параметрах пла-ста, которые могут обладать высокой степенью не-определенности, особенно на первых стадиях разра-ботки. В последние годы появились автономныеустройства, которые могут не только выровнятьфронт, но и ограничить приток нежелательной фазыпосле прорыва. Испытания на ряде месторожденийпоказали их преимущества перед «пассивными»УКП, особенно на месторождениях высоковязкойнефти [14, 15].

Методы заводненияУникальные геологические условия тонких подга-

зовых оторочек являются ограничивающим факто-ром для многих методов увеличения нефтеотдачи,применяемых для добычи высоковязкой нефти, втом числе холодной добычи с песком (так называе-



мый метод CHOPS) или, например, методов, осно-ванных на закачке пара или газа [16]. При этом неследует отказываться от обычного заводнения, кото-рое получило распространение на месторожденияхвысоковязкой нефти. Этот метод достаточно хоро-шо изучен и описан во многих зарубежных источ-никах (например, [17]). В отечественной промысло-вой практике имеются положительные примеры до-бычи высоковязкой нефти (вязкостью более350 мПа·с) без реализации затратных мероприятий,влияющих на повышение себестоимости добычи(ряд месторождений Самарской области, Республи-ки Татарстан).

Ценный опыт получен на Русском месторожде-нии, где испытывается закачка холодной и горячейводы [18]. Выявлены основные преимущества горя-чей воды по сравнению с холодной: геомеханическищадящий режим закачки (низкая репрессия), сни-жение вязкости нефти на фронте вытеснения ивдоль канала прорыва, благоприятные условия дляформирования эмульсионного фронта вытеснения.Для использования данных преимуществ не требу-ется сверхвысокая температура воды. По оценке, вы-полненной для Ван-Еганского месторождения, эф-фективные репрессию при закачке и кратность сни-жения вязкости нефти можно получить уже притемпературе воды на забое от 40 °С. Кроме того, су-щественным потенциалом для условий пластов ПКобладают полимеры и ПАВ.

Однако при применении методов увеличения неф-теотдачи главным риском остается прорыв газа, по-этому рассмотрим один из способов профилактикиразвития конусообразования.

Применение способа одновременной добычи нефтии газа

В случае высоких рисков конусообразования акту-ально рассмотреть технологию разработки оторочекнефти, нацеленную на профилактику развития ко-нуса [19, 20]. В данном методе конструкция и траек-тория ГС позволяют осуществлять одновременнуюконтролируемую добычу нефти из нефтенасыщен-ной части и газа из газовой шапки, что дает следую-щие преимущества.

1. Замедление процесса конусообразования. Добы-ча газа из газовой шапки в районе добычи нефти изнефтяной части уменьшает развитие градиента дав-ления в вертикальном направлении.

2. Синергия с системой ППД. Управление режи-мом работы скважины с целью минимизации кону-сообразования совместно с управлением режимомработы нагнетательных скважин может существен-

но влиять на распределение градиентов давления вприскважинной зоне, что позволяет контролиро-вать развитие конуса газа.

3. Добыча газа в необходимых объемах. Покрытиесобственных нужд в газе, в том числе для энергоем-ких методов воздействия на пласты (в частности,для нагрева воды).

4. Истощение газовой шапки. Интенсивная добы-ча газа из газовой шапки в течение длительного вре-мени может существенно снизить давление в газо-вой шапке, тем самым уменьшив склонность нефтя-ных скважин к конусообразованию газа.

5. Эффект газлифта. Если добыча газа из газовойшапки и нефти из оторочки осуществляется однойскважиной (варианты реализации метода представ-лены в работах [19, 20]), то повышенное содержаниесвободного газа в добываемой продукции сокраща-ет затраты на добычу жидкости.

6. Открытие опции газового проекта. Возмож-ность одновременной реализации нефтяного и газо-вого проектов при сравнительно незначительномувеличении капитальных вложений в строительствоскважин.

Главным положительным эффектом способа яв-ляется локальное снижение давления в газовойшапке в районе добычи нефти с целью противодей-ствия развитию конусообразования. В качестве при-мера можно привести успешный эксперимент посозданию гидродинамического экрана на одном изместорождений высоковязкой нефти в Узбекистане[21]: с помощью форсированного отбора жидкости(преимущественно воды) из приконтактных сква-жин вблизи ВНК удалось существенно уменьшитьпрорывы воды в добывающие скважины. Очевидно,что при определенных параметрах пласта и техноло-гических режимах работы скважин можно получитьподобный результат и для минимизации прорывовгаза из газовой шапки.

Анализ результатов численного моделированияВыполнено гидродинамическое моделирование

предложенного способа. К модели предъявляютсяследующие минимальные требования [22]: неизо-термическая фильтрация, локальное измельчениеячеек в районах скважины и формирования кону-са газа, малые размеры ячеек. Подготовлена синте-тическая модель участка Ван-Еганского месторож-дения. В ней работают две добывающие скважиныв одном ряду, «пятки» горизонтальных стволовразведены в противоположные направления. Реа-лизована неоднородность по проницаемости(рис. 3). В расчетной модели принято, что добыча



газа осуществляется из отдельной газовой скважи-ны. Однако в реальности добыча газа может бытьреализована как из отдельной скважины, так и од-новременно с добычей нефти в одной скважине:либо отдельной НКТ, либо общим потоком с конт-ролем притока газа. При анализе влияния системыППД (для закачки используется вода пластовойтемпературы) исследовались различные вариантыкомпенсации отбора закачкой. При прорыве газаиз газовой шапки установлен автоматическийконтроль работы скважин по забойному давле-нию, при этом, чем интенсивнее прорыв, тем доль-ше скважина находится в «накоплении».

Профилактика конусообразования осуществляетсяпутем добычи газа из газовой шапки в районе добы-вающей скважины. Подбирается такой режим добы-чи газа, чтобы над нефтяной добывающей скважи-ной создавалась область сниженного давления, сопо-ставимого с депрессией в нефтяной части. В данномслучае в районе ГНК наблюдается граница с нулевымградиентом давления, в результате чего не происхо-дят перемещение ГНК и конусообразование газа. Этоидеальный случай, в реальной ситуации ввиду несо-вершенства геометрии сетки, неоднородностисвойств пласта и нестабильности режима работыскважин прорыв газа обычно происходит, но с за-держкой по сравнению с вариантом без добычи газа.

Рассмотрим варианты расчетов с ППД методом за-воднения, а также заводнения с одновременной до-бычей нефти и газа. Не будем менять (останавливать)добычу газа с течением времени, чтобы выявить ос-новные закономерности (рис. 4). Добыча газа вместес заводнением существенно снижает конусообразо-вание – накопленная добыча нефти уже через 1–2года на 25 % превышает вариант с заводнением бездобычи газа. Добыча газа сдерживает конусообразо-вание в начальный период работы добывающихскважин, т.е. в то время, когда эффект ППД не ощу-щается. После того, как вода от нагнетательных сква-

жин достигает добывающих (в пласте с высоковяз-кой нефтью это происходит быстро), влияние добы-чи газа снижается. Это можно использовать как пока-затель переориентации депрессии в нефтяной частипласта и уменьшать или прекращать добычу газа изгазовой шапки. Следует отметить, что эффектив-ность закачки воды в данных случаях идеализирова-на. Симулятор не учитывает вероятное образование«червоточин», а также развитие кинжальных проры-вов воды в условиях высоковязкой нефти и слабосце-ментированного коллектора, т.е. расчеты могут завы-шать эффективность закачки, и в реальности поло-жительное влияние добычи газа может оказаться ещеболее существенным.

Очевидно, что есть существенный потенциал в оп-тимизации данного способа. Например, можно до-бывать разные объемы газа в различные периодывремени или применять неодинаковые степени ком-пенсации закачкой. Целесообразно также осуще-ствить комплексирование способа с секционнойконструкцией скважины, что позволит продлить пе-риод стабильной эксплуатации скважины.

Выполнена оценка общей добычи газа из газовойшапки при полномасштабном внедрении техноло-гии на месторождении, а также определено возмож-ное влияние на потери нефти в газовой шапке в ре-зультате перемещения ГНК. Для Ван-Еганского ме-сторождения общая добыча газа составит не более10 % его запасов в газовой шапке. Следует отметить,что, например, расчеты на полномасштабной моде-ли Русского газонефтяного месторождения показа-ли, что добыча газа в пределах 5 % запасов газовойшапки не приводит к потерям нефти, а добыча боль-ших объемов газа без потерь нефти возможна при



Рис. 3. Расположение скважин и реализация неодно-родности по проницаемости в тестовой модели

Рис. 4. Влияние добычи газа при действующей систе-ме ППД

компенсации закачки в газовую шапку. Подобноеисследование выполнялось для одного из месторож-дений тяжелой нефти в провинции Саскачеван (Ка-нада), где получен схожий результат: даже суще-ственное истощение газовой шапки не снижаетнефтеотдачу [23]. Следовательно, потери нефти в ре-зультате даже полномасштабного внедрения техно-логии несущественны и не являются препятствиемдля ее внедрения.

ЗаключениеТаким образом, представлен комплексный подход к

разработке тонких подгазовых оторочек высоковяз-кой нефти, основными составляющими которого яв-ляются горизонтальные скважины с секционным за-канчиванием и автоматическим контролем притока;режимы эксплуатации, учитывающие геомеханиче-ские особенности пласта; методы заводнения, учиты-вающие особенности высоковязкой нефти; примене-ние нестандартных способов разработки, таких какодновременная добыча нефти и газа. Одновременноеприменение всех составляющих технологии значи-тельно повышает перспективы коммерчески успеш-ной эксплуатации данных объектов, в том числе вусловиях пластов ПК, характеризующихся высокойгеологической неоднородностью.

В настоящее время осуществляется детальнаяпроработка предложенных решений для условийпластов ПК1-2 с целью последующего испытания наопытно-промышленном участке Ван-Еганского ме-сторождения.


1. Tremblay B., Sedgwick G., Forshner K. Simulation of Cold Produc-tion in Heavy-Oil Reservoirs: Wormhole Dynamics // SPE ReservoirEngineering. – SPE 35387-PA. – 1997.

2. Иванцов Н.Н., Степанов С.В. Изучение причин резкого сниже-ния дебита на горизонтальных скважинах, пробуренных в слабо-сцементированном коллекторе месторождения вязкой нефти //SPE 157869. – 2012.

3. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспекти-вы их применения / В.П. Сонич, Н.А. Черемисин, А.А. Климов,В.А. Афанасьев // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 31–33.

4. Степанов С.В., Иванцов Н.Н. Обоснование предела прочностислабоконсолидированных коллекторов на основе анализа про-мысловой информации // Нефтяное хозяйство. – 2011. – №11. –С. 60–64.

5. Chaperon I. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal andVertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and CriticalRates // SPE 15377. – 1986.

6. Dikken B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Pro-duction Performance // Journal of Petroleum Technology. – 1990. –November. – Р. 1426–1433.

7. Muskat M., Wyckoff R.D. An Approximate Theory of Water Coningin Oil Production // Transcripts AIME. – 1935. – Vol. 114. – Р. 114.

8. Butler R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells // Journal of Ca-nadian Petroleum Technology. – 1992. – Vol. 31. – P. 31–37.

9. Vittoratos E. Optimal heavy oil waterflood management may differfrom thatof light oils // SPE 129545. – 2010.

10. Joseph D.D., Kamp A.M., Bai R. Modeling foamy oil flow in poro-us media // Int. J. Multiphase Flow. – 2001. – Vol. 29. – P. 1489–1502.

11. Maini B. Foamy oil flow in primary production of heavy oil undersolution gas drive // SPE 56541. – 1999.

12. Istchenko C.M., Gates I.D. The Well-Wormhole Model of Cold Pro-duction of Heavy Oil Reservoirs // SPE 150633 – 2011.

13. Smith G.E. Waterflooding Heavy Oils // SPE 24367. – 1992.

14. Inflow Control Devices Improve Production in Heavy Oil Wells /B. Least, S. Greci, M. Konopczynski, K. Thornton //SPE-167414-MS. – 2013.

15. Negrescu M., Landim I., Leitao F. Jr. ICD/AICD for Heavy Oil –Technology Qualification at the Peregrino Field // Offshore Technolo-gy Conference. – OTC-24503-MS, 2013.

16. Подходы к разработке месторождений высоковязкой нефти варктических условиях на примере Русского месторождения /И. Эдельман, Н. Иванцов, А. Шандрыгин, Е. Макаров, И. Заки-ров // SPE 149917. – 2011.

17. Brice B.W., Renouf G. Increasing Heavy Oil Recovery from HeavyOil Waterfloods // SPE 117327. – 2008.

18. Особенности планирования, проведения и интерпретации ре-зультатов пилотных работ на Русском месторождении высоко-вязкой нефти / С. Туленков [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2013. – №10. – С. 70-73.

19. Тимчук А.С., Иванцов Н.Н. Повышение эффективности раз-работки нефтяных оторочек с использованием энергии газовойшапки // EAGE, 2013.

20. Тимчук А.С., Иванцов Н.Н. Повышение нефтеотдачи подгазо-вых оторочек высоковязкой нефти посредством контроля за пе-ремещением газонефтяного контакта // IV Международный на-учный симпозиум «Теория и практика применения методов уве-личения нефтеотдачи пластов». – М., 2013.

21. Ирматов Э.К., Шахназаров Г.А., Хамишов П.А. Опыт разра-ботки месторождений высоковязких нефтей Сурхандарьинскогонефтегазоносного региона. В сб. Высоковязкие нефти и природ-ные битумы // Международная научно-практическая конферен-ция. – Казань: ФЭН, 2012. – 380 с.

22. Иванцов Н.Н., Стрекалов А.В. Особенности численного моде-лирования разработки месторождений высоковязкой нефти //Нефтяное хозяйство. – 2013. – №5. – С. 64–65.

23. Stephen C.M. Waterflood Optimization of the Buffalo CouleeHeavy Oil Pool of Southwestern Saskatchewan // SPE 30285. – 1995.



References1. Tremblay B., Sedgwick G., Forshner K., Simulation of cold productionin heavy-oil reservoirs: Wormhole dynamics, SPE Reservoir Engine-ering, SPE 35387-PA, 1997.

2. Ivantsov N.N., Stepanov S.V., Study of sharp drop in production ratesof horizontal wells in unconsolidated rock of heavy oil reservoir, SPE157869, 2012.

3. Sonich V.P., Cheremisin N.A., Klimov A.A., Afanas’ev V.A., Neftya-noe khozyaystvo = Oil Industry, 2002, no. 8, pp. 31–33.

4. Stepanov S.V., Ivantsov N.N., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry,2011, no. 11, pp. 60–64.

5. Chaperon I., Theoretical study of coning toward horizontal and verti-cal wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates, SPE15377, 1986.

6. Dikken B.J., Pressure drop in horizontal wells and its effect on produc-tion performance, Journal of Petroleum Technology, 1990,pp.1426–1433.

7. Muskat, M., Wyckoff R.D., An approximate theory of water coning inoil production, Transcripts AIME, 1935, Р. 114.

8. Butler R.M., Gravity drainage to horizontal wells, Journal of Canadi-an Petroleum Technology, 1992, V. 31.

9. Vittoratos E., Optimal heavy oil waterflood management may differfrom that of light oils, SPE 129545, 2010.

10. Joseph D.D., Kamp A.M., Bai R., Modeling foamy oil flow in porousmedia, Int. J. Multiphase Flow, 2001.

11. Maini B., Foamy oil flow in primary production of heavy oil under so-lution gas drive, SPE 56541, 1999.

12. Istchenko C.M., Gates I.D., The well-wormhole model of cold pro-duction of heavy oil reservoirs, SPE 150633, 2011.

13. Smith G.E., Waterflooding heavy oils, SPE 24367, 1992.

14. Least B., Greci S., Konopczynski M., Thornton K., Inflow control de-vices improve production in heavy oil wells, SPE-167414-MS, 2013.

15. Negrescu M., Landim I., Leitao F. Jr., ICD/AICD for heavy oil – tech-nology qualification at the Peregrino Field, Offshore Technology Confe-rence, OTC-24503-MS, 2013.

16. Edel’man I., Ivantsov N., Shandrygin A., Makarov E., Zakirov I.,Approaches to development of high-viscosity oil fields in Arctic conditionsusing the example of the Russkoe Field (In Russ.), SPE 149917, 2011.

17. Brice B.W., Renouf G., Increasing heavy oil recovery from heavy oilwaterfloods, SPE 117327, 2008.

18. Tulenkov S.V., Machekhin D.S., Vologodskiy K.V., Gaydukov L.A.,Rodionov A.E., Severinov E.V., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry,2013, no. 10, pp. 70–73.

19. Timchuk A.S., Ivantsov N.N., Povyshenie effektivnosti razrabotkineftyanykh otorochek s ispol’zovaniem energii gazovoy shapki (Impro-ving the efficiency of oil rims development using the energy of the gascap), EAGE, 2013.

20. Timchuk A.S., Ivantsov N.N., Povyshenie nefteotdachi podgazovykhotorochek vysokovyazkoy nefti posredstvom kontrolya za peremeshcheni-em gazoneftyanogo kontakta (Enhanced oil recovery of heavy oil rimsbelow the gas cap by controlling the movement of the gas-oil contact),Proceedings IV International scientific symposium “Teoriya i praktikaprimeneniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov” (Theory andpractice of application of enhanced oil recovery methods), Moscow,2013.

21. Irmatov E.K., Shakhnazarov G.A., Khamishov P.A., Opyt razrabot-ki mestorozhdeniy vysokovyazkikh neftey Surkhandar’inskogo neftegazo-nosnogo regiona (Experience in high-viscosity oil deposits develop-ment in Surkhandarya oil-and-gas bearing region), Collected papers“Vysokovyazkie nefti i prirodnye bitumy” (Heavy oil and natural bitu-men), Proceedings of International scientific and practical conference,Kazan’, 2012.

22. Ivantsov N.N., Strekalov A.V., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Indust-ry, 2013, no. 5, pp. 64–65.

23. Stephen C.M., Waterflood optimization of the Buffalo Coulee heavyoil pool of Southwestern Saskatchewan, SPE 30285, 1995.



УДК 658.386:622.276 Е.Ю. Мамонова, О.А. Косолапов,

В.М. Леванов, 2015



Организация дистанционного обучениямедицинского персонала здравпунктовстандартам экстренной медицинской помощи на догоспитальном этапе

ВведениеВнедрение и применение единых современных

стандартов оказания медицинской помощи являет-ся непременным условием повышения качества ме-дицинской помощи обществ группы (ОГ) ОАО «НК«Роснефть». Помимо требований современного за-конодательства в области здравоохранения и обще-медицинской практики, это обусловлено нормамимеждународного сотрудничества и особенностямичетырехуровневой структуры медицинского обес-печения ОАО «НК «Роснефть».

В то же время существуют следующие объектив-ные факторы, вносящие специфику в решение этойзадачи:

– значительная территориальная децентрализациямедицинской инфраструктуры, обусловленная спе-цификой производственной деятельности;

– преобладание здравпунктов с небольшим чис-лом медицинских работников как врачебных, так ифельдшерских;

– формирование медицинской службы по прин-ципу аутсорсинга и связанная с этим ротация меди-цинских кадров, различающихся по уровню квали-фикации и опыту работы и относящихся к различ-ным медицинским школам.

Около 35 % медицинских работников здравпунк-тов не обучены современным методам оказания экс-

тренной медицинской помощи на догоспитальномэтапе. Действующая система сертификации медра-ботников не гарантирует соответствия их квалифи-кации в области решения задач по оказанию помо-щи работникам нефтегазовой отрасли на удаленныхобъектах. В связи с этим актуальной является орга-низация работы здравпунктов и их оборудования всоответствии с Положением «Организация на объ-ектах Обществ Группы экстренной медицинской по-мощи» [1].

Наряду с созданием единой технологической базыздравпунктов важным направлением промышлен-ной медицины является обучение медицинских ра-ботников современным стандартам оказания меди-цинской помощи прежде всего в ургентных ситуа-циях. Грамотная медицинская помощь, оказанная впределах так называемого «золотого часа» (времени,когда организм сопротивляется острому заболева-нию или внешнему травматическому воздействию засчет внутренних ресурсов), позволяет значительноулучшить результат, сократить длительность и стои-мость лечения, избежать осложнений и сохранитьжизнь пациенту [2]. В условиях значительной авто-номности функционирования производственныхобъектов из-за их удаленности от транспортной имедицинской инфраструктуры эти задачи во многомрешает медицинский персонал здравпунктов.

Е.Ю. Мамонова, к.м.н., О.А. Косолапов, к.м.н. (ОАО «НК «Роснефть»), В.М. Леванов, д.м.н. (ГБОУ ВПО «Нижегородская государственная

медицинская академия» Минздрава России)

Ключевые слова: дистанционное обучение, телемедицина, тренинги, медицинский персонал, здравпункт, экстренная медицинская помощь, сердечно-легочная реанимация (СЛР), травматология. Key words: remote training, telemedicine, trainings, the medical personnel, a health center, emergency medical aid, cardio pulmonaryresuscitation, traumatology.




Одним из современных способов обучения меди-цинского персонала является применение телемеди-цинских и дистанционных образовательных техноло-гий [3]. Этот подход был выбран Управлением лично-го страхования и охраны здоровья Департамента со-циального развития и корпоративной культурыОАО «НК «Роснефть» при планировании проекта.

Методология и организация проведения телемедицинских тренингов

Для повышения компетенций и обеспечения соот-ветствия знаний и навыков медицинского персона-ла здравпунктов современным стандартам оказанияэкстренной медицинской помощи на догоспиталь-ном этапе в 2015 г. был разработан проект телемеди-цинских тренингов по экстренной помощи.

Первый этап проекта включал два тренинга: «Ба-зовое поддержание жизнедеятельности и сердечно-легочная реанимация» и «Базовые алгоритмы приоказании медицинской помощи при травмах на до-госпитальном этапе». Продолжительность каждоготренинга составляла 6 ак. ч.

Технически тренинги были реализованы с исполь-зованием многоточечной видеоконференцсвязимежду головным офисом Компании и удаленнымипредприятиями, реализованной на основе корпора-тивной системы связи ОАО «НК «Роснефть» [4]. Ме-дицинские работники здравпунктов приглашалисьв аудитории предприятий, оснащенные системамивидеоконференцсвязи (рис. 1).

До начала тренингов был проведен комплекс под-готовительных организационно-методических ме-роприятий, в которых участвовали специалисты иученые ФГБОУ ВО «Московский государственный

университет имени М.В. Ломоносова», ФГБУН ГНЦРФ «Институт медико-биологических проблем»РАН, ГБОУ ВПО «Нижегородская государственнаямедицинская академия» Минздрава России, ФГБНУ«Научно-исследовательский институт медицинытруда».

После определения целей и задач тренингов, подбо-ра команды исполнителей были составлены и обсуж-дены программы и циклограммы тренингов, сфор-мирована блок-модульная инфраструктура тренин-гов. Следующим этапом стали создание презентаций,видеоматериалов, подготовка демонстраций.

Затем на расширенном совещании специалистовсоциальных служб по вопросам промышленноймедицины ОАО «НК «Роснефть» была проведенапрезентация тренингов и принят регламент их ор-ганизации. При этом некоторые будущие участни-ки присутствовали на совещании по видеосвязи,что позволило отработать технические вопросы се-тевой организации тренингов. Перед проведениемпервого тренинга была выполнена полномасштаб-ная репетиция. Во время первых тренингов был ор-ганизован пункт дистанционного методическогоконтроля на базе Нижегородской медицинской ака-демии, что позволило в режиме реального времениконтролировать и при необходимости корректиро-вать громкость, переключение режимов демонст-рации, точек видеовещания и др. Благодаря этимподготовительным работам все шесть тренинговбыли проведены на высоком техническом уровне.

В тренингах по сердечно-легочной реанимации(СЛР) участвовали более 100 медицинских работ-ников, оказывающих медицинскую помощь напроизводственных объектах 48 обществ группыОАО «НК «Роснефть» (табл. 1), при этом медицин-ский персонал 14 предприятий участвовал также втренингах по травматологии.

На тренингах были представлены алгоритм базо-вых и расширенных реанимационных мероприя-тий, в том числе в особых ситуациях (электротрав-ма, утопление и др.); методика и алгоритм использо-вания автоматических наружных дефибрилляторов.Тренинги включали как теоретические компоненты,реализованные в виде видеолекции, так и демонст-рационную часть (табл. 2).

Программа тренинга по СЛР содержала четыремодуля, включавших 10 блоков (табл. 3), программатренинга по травматологии состояла из четырех мо-дулей (17 блоков) (табл. 4).

Лекционную составляющую представлял профес-сор, д.м.н., зав. кафедрой общей и специализирован-

Рис. 1. Снимок с экрана основной аудитории вовремя проведения тренинга



ной хирургии факультета фундаментальной меди-цины МГУ имени М.В. Ломоносова, главный трав-матолог департамента здравоохранения г. МосквыВ.Э. Дубров (рис. 2).

Презентационный материал включал слайды и ви-деоролики, демонстрирующие алгоритмы оказанияэкстренной медицинской помощи, навыки манипу-ляций и использования медицинского оборудова-ния (рис. 3).

В практической демонстрации основных блоков иалгоритмов оказания медицинской помощи с ис-пользованием базового медицинского оборудова-ния на догоспитальном этапе участвовали аспиран-ты, клинические ординаторы, врачи анестезиологи-реаниматологи, травматологи клиник Московскогогосударственного университета имени М.В. Ломо-носова (рис. 4).

Таблица 1

Здравпункты-участники тренингов по CЛР

I тренинг II тренинг III тренинг IV тренинг

1. ООО «РН-Находканефте-продукт» 2. ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» 3. ООО «РН-Комсомольский НПЗ» 4. ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» 5. ОАО «АЗП» 6. ПАО «ВЧНГ» 7. ОАО «АНХК» 8. ЧУ «МСЧ №36»

1. ЗАО «Ульяновскнефтепродукт» 2. ЗАО «Нижневартовск-бурнефть» 3. ООО «НПРС» 4. ОАО «ВНГ» 5.ОАО «ННП» 6. ОАО «СНГ» 7. ЗАО «Ванкорнефть»; 8. ООО «РН-Уватнефтегаз» 9. ООО «РН-Сахалинморнеф-тегаз» 10. ООО «РН-Няганьнефтегаз» 11. ООО «Красноленинский НПЗ» 12. ООО «РН-ТуапсеНП»

1. ОАО «Оренбургнефть» 2. ЗАО «Пензанефтепродукт» 3. ЗАО «Новокуйбышевская НХК» 4. АО «Самаранефтегаз» 5. ЗАО «Отрадненский ГПЗ» 6. ОАО «Куйбышевский НПЗ» 7. ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» 8. ОАО «Сызранский НПЗ» 9. ОАО «Самаранефтехимпроект» 10. ООО «Самара-Терминал» 11. ОАО «Самаранефтепродукт» 12. ЧАО «ЛИНИК» 13 ЗАО «РОСПАН-Инт.» 14. ООО «РН-Туапсинский НПЗ» 15. ОАО «Саратовский НПЗ»

1. ОАО «Томскнефть» 2. ОАО «Грознефтегаз» 3. АО «Самаранефтегаз» 4. ОАО «Удмуртнефть» 5. ООО «РН-Пурнефтегаз» 6. ООО «РН-Северная нефть» 7. ООО «РН-Юганскнефтегаз» 8. ЗАО «Рязанская НПК» 9. ОАО «Ачинский НПЗ» 10. ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» 11. ООО «РН-Сервис» 12. ООО «РН-Бурение»

Таблица 2

Методическая часть Содержание Режим общения

Теоретическая Видеолекция, слайды Однонаправленный

Демонстрация видеофрагментов Однонаправленный Практическая

Демонстрация приемов оказания медицинской помощи Однонаправленный

Интерактивная Ответы на вопросы Интерактивный

Контрольная Тестирование Интерактивный

Таблица 3 Структура тренинга

по СЛР Продолжительность,

мин

Цели, задачи, обеспечение и порядок проведения занятия

10

Тестирование базовых знаний 20

Модуль 1. Теоретические вопросы СЛР 30

Модуль 2. Алгоритмы СЛР 180

Модуль 3. Частные вопросы реанимации 60

Модуль 4. Проведение и разбор тестовых заданий и ситуационных задач

45

Всего с учетом перерывов 360

Таблица 4

Структура тренинга по травматологии Продолжительность, мин

Цели, задачи, обеспечение, порядок проведения занятия

10

Тестирование базовых знаний 20

Модуль 1. Общие подходы к диагностике и базовым действиям медицинского персонала при травмах

100

Модуль 2. Неотложная помощь при травмах различной локализации

120

Модуль 3. Частные вопросы неотложной травматологии

70

Модуль 4. Тестирование, ответы на вопросы, подведение итогов тренинга

40

Всего 360

Рис. 2. Тренинг по травматологии проводит профес-сор В.Э. Дубров



Таким образом, уже на первом этапе реализациипроекта дистанционных тренингов современнымстандартам оказания экстренной медицинскойпомощи на догоспитальном этапе были обученыболее 300 врачей и фельдшеров здравпунктов 48ОГ. При этом дистанционная аудитория охватыва-ла регионы Сибири, Дальнего Востока, КрайнегоСевера, Центральной России.

Организация сеансов многоточечной видеокон-ференцсвязи с использованием типового обору-дования позволила обеспечить подключение к ви-деосерверу до 15 удаленных абонентов.

Программа тренингов была построена на совре-менных стандартах оказания неотложной меди-цинской помощи. Для разработки программы

тренингов, создания контента (текста, презента-ций, видеофрагментов, демонстраций) и препода-вания были привлечены профессорско-препода-вательские кадры высшей квалификации ряда на-учных и образовательных организаций.

Были отработаны технические приемы органи-зации многоточечных сеансов для проведения ме-дицинских тренингов, методика администрирова-ния проекта, включая проведение рабочих сове-щаний с группой разработчиков, поэтапное об-суждение программы, презентацию проекта на со-вещании специалистов социальных служб по во-просам промышленной медицины ОАО «НК «Рос-нефть», назначение ответственных менеджеров позонам проведения, отработку технического регла-мента и циклограмм тренингов, в том числе про-ведение тренировочных сеансов и дистанционно-го технического контроля.

Важной составляющей тренингов является ин-терактивное общение с удаленными аудиториями,возможность задать вопросы и получить разъ-яснения непосредственно в ходе тренинга и по егоокончании. Как показал опрос обучаемых, в буду-щем целесообразно расширить возможностипрактического повторения приемов оказания экс-тренной медицинской помощи, в том числе нафантомах непосредственно в аудиториях здрав-пунктов. При этом можно сочетать дистанцион-ную форму обучения с приглашением определен-ного числа медицинских работников в основнуюучебную аудиторию, что позволит организоватьобщение в процессе обучения не только междутьюторами и медицинскими работниками, но имежду разными группами обучаемых и в результа-те закрепить полученные знания и навыки.

Тестирование качества усвоения полученныхзнаний и навыков обеспечивает обратную связь собучаемыми, причем предусматривается проведе-ние предварительной оценки базового уровнязнаний и заключительного контроля по заверше-нии тренинга.

В будущем мы планируем как расширение тема-тики тренингов, так и проведение регулярных тре-нингов для поддержания и обновления знаний инавыков, овладения практическими навыкаминовых медицинских работников в связи с ротаци-ей медицинских кадров в условиях аутсорсинга и всоответствии с эволюцией стандартов оказаниянеотложной медицинской помощи.

Рис. 3. Слайд с тренинга по неотложной травматоло-гии, демонстрирующий приемы транспортировки по-страдавшего

Рис. 4. Демонстрация приемов первой помощи (сни-мок с экрана компьютера удаленного пункта техни-ческого контроля)



Выводы1. Обучение медицинских работников современ-

ным стандартам оказания экстренной медицинскойпомощи является актуальной задачей в системе ме-дицинского обеспечения ОАО «НК «Роснефть».

2. В условиях значительного удаления отдельныхздравпунктов от центрального офиса и учебных базиспользование телемедицинских и дистанционныхобразовательных технологий является высоко-эффективной формой организации обучения меди-цинского персонала первичного звена.

3. Разработанная и апробированная модель прове-дения дистанционных тренингов позволила прове-сти обучение медицинского персонала удаленныхздравпунктов без отрыва от трудовой деятельности,привлечь высококвалифицированные преподава-тельские кадры, снизить затраты, связанные скомандировочными расходами, обеспечить методо-логическую базу для внедрения единых современ-ных стандартов экстренной медицинской помощи.


1. Положение компании ОАО «НК «Роснефть»«Организация на объектах Обществ Группы экс-тренной медицинской помощи» № П3-09 Р-0127. –М.: ЛНД ОАО «НК «Роснефть», 2014. – 47 c.

2. Сердечно-легочная и церебральная реанима-ция /В.В. Мороз, И.Г. Бобринская, В.Ю. Васильев[и др.]. – М.: НИИ ОР РАМН, ГОУ ВПО МГМСУ,2011, 48 с.

3. Камаев И.А., Леванов В.М., Сергеев Д.В. Телеме-дицина: клинические, организационные, правовые,технологические, экономические аспекты: Учебно-методическое пособие. – Н. Новгород: изд-воНижГМА, 2001. – 98 с.

4. Актуальные вопросы развития корпоративнойсети связи ОАО «НК «Роснефть» / И.И. Лазаренко,Л.С. Шварцман, Д.Р. Канзафаров, М.Я. Талмуд // На-учно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». –2014. – № 4. – С. 65–71.

References1. Regulation of Rosneft Oil Company OJSC no. P3-09 R-

0127 “Organizatsiya na ob»ektakh Obshchestv Gruppy ek-strennoy meditsinskoy pomoshchi” (Organization of theCompany’s facilities in the Group of emergency medicalaid), Moscow: Rosneft, 2014, 47 p.

2. Moroz V.V., Bobrinskaya I.G., Vasil’ev V.Yu., Ku-zovlev A.N., Spiridonova E.A., Tishkov E.A., Serdechno-legochnaya i tserebral’naya reanimatsiya (Cardiopul-monary and cerebral resuscitation), Moscow: Publ. ofNII OR RAMN, GOU VPO MGMSU, 2011, 48 p.

3. Kamaev I.A., Levanov V.M., Sergeev D.V., Telemed-itsina: klinicheskie, organizatsionnye, pravovye, tekhno-logicheskie, ekonomicheskie aspekty (Telemedicine: clini-cal, organizational, legal, technological and economic as-pects). – Nizhniy Novgorod, 2001, 98 p.

4. Lazarenko I.I., Shvartsman L.S., Kanzafarov D.R.,Talmud M.Ya., Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK“Rosneft’”, 2014, no. 4, pp. 65-71.



Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений

ВведениеОсновной объем добычи нефти в России прихо-

дится на установки электроцентробежных насосов(УЭЦН). С их применением эксплуатируется до 70 %скважин в Западной Сибири и более 50 % по всейРоссии [1]. Доля УЭЦН в фонде добывающих сква-жин АО «Самаранефтегаз» к настоящему временипревысила 60 % (рис. 1).

В последние годы в ООО «СамараНИПИнефть»разрабатываются проекты обустройства площадокнефтяных скважин, оснащаемых только УЭЦН [1, 2].

В связи с этим в рамках программы развития ти-пового проектирования в ОАО «НК «Роснефть» вкачестве набора требований нефтегазодобывающе-го общества к оптимизации состава сооруженийпри обустройстве объектов системы сбора былиразработаны «Альбом типовых (эталонных) соору-жений по объектам обустройства нефтяных сква-жин АО «Самаранефтегаз» (далее Альбом) и «Па-мятка проектировщика». Их введение обеспечит до-стижение следующих целей:

– сокращение затрат и сроков строительства(за счет выбора экономичного оборудования,уменьшения количества используемых материалови объемов работ);

– снижение эксплуатационных расходов, связан-ных с упрощением оборудования, уменьшениемарендуемых площадей;

– обучение молодых специалистов и использова-ние типовых (эталонных) сооружений для проверкисобственных решений и решений субподрядных ор-ганизаций.

Альбом типовых (эталонных) сооруженийАльбом – одна из форм представления типовых

проектных решений (ТПР) на сооружения, площад-ки и узлы [3] – содержит наглядный материал, вклю-чающий листы общих данных, опросные и каталож-ные листы, спецификации, рабочие чертежи, что де-лает его доступным для понимания. Проработанныерешения данного альбома согласованы с технически-ми требованиями и условиями для проектированияобъектов обустройства заказчика. Документ разрабо-тан для повторного использования и привязки типо-вых проектных решений при обустройстве нефтя-ных месторождений, подведомственных АО «Сама-ранефтегаз» месторождений (см. таблицу).

Г.Г. Гилаев, д.т.н., О.В. Гладунов (АО «Самаранефтегаз»), А.Ф. Исмагилов, к.э.н., А.В. Гришагин, А.Н. Гуров (ООО «СамараНИПИнефть»),

А.А. Каверин, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 338.512:622.276.012 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: альбом типовых (эталонных) сооружений, памятка проектировщика, экономия материалов.Key words: album of the standard (reference) facilities, memo designer, material savings.


добыча

Рис. 1. Распределение способов добычи в АО «Самара-нефтегаз»: ЭЦН – электроцентробежные насосы; СШН – скважин-ные штанговые насосы; ЭВН – электровинтовые насо-сы; ШВН – штанговые винтовые насосы



В Альбоме рассмотрены следующие типовые со-оружения и узлы обустройства скважин:

– площадка приустьевая нефтяной скважины(с ЭЦН);

– площадка под ремонтный агрегат;– площадка под передвижные мостки;– площадка лубрикаторная;– емкость дренажная объемом 1,5 м3;– узел пуска системы очистки и диагностики (СОД);– узел приема СОД;– установка дозировочная электронасосная (УДЭ);– узел отбора проб;– индивидуальное замерное устройство (ИЗУ);– концевая опора линии электроснабжения мощ-

ностью 10 (6) кВ;– станция управления (СУ);Площадки под передвижные мостки и лубрика-

торная в продолжение оптимизации далее были ис-ключены из состава сооружений.

При разработке Альбома были выполнены сле-дующие операции по оптимизации конструкций исооружений:

– задвижка на приустьевой площадке установленавертикально;

– из дренажных емкостей исключена успокоитель-ная труба;

– узел отбора проб совмещен с приустьевой пло-щадкой;

– внедрен узел установки образцов-свидетелейкоррозии специальной разработки, позволяющийсовмещать его с другими площадками (отказ от от-дельной площадки узла);

– совмещены комплектная трансформаторная под-станция типа КТПК и СУ, что позволило исключитьбетонирование площадок и отсыпки по периметру.

«Памятка проектировщика» Дополнительно ООО «СамараНИПИнефть» со-

вместно с АО «Самаранефтегаз» разработаны ос-новные требования к оптимизации состава соору-жений и объектов обустройства нефтяных скважинс учетом норм и правил проектирования, строитель-ства, реконструкции, эксплуатации объектов сбораи транспорта добываемой продукции.

Для этого проанализированы условия установкизамерных модулей, блоков дозирования реагента наскважинах, возможность оснащения промысловыхтрубопроводов средствами очистки и внутритруб-ной диагностики, устройствами контроля скоростикоррозии и отключающей арматурой.

Предпочтение отдано использованию малогаба-ритных измерительных устройств; устройств дози-рования реагента (для обеспечения транспорта вяз-кой и парафинистой нефти, защиты от коррозии);камер пуска и приема СОД с ручными задвижкамипри длине трубопровода более 800 м. Оптимизиро-ван состав сооружений, в том числе за счет проведе-ния следующих мероприятий:

– отказа от установки СОД на трубопроводы про-тяженностью менее 800 м;

– уменьшения объема применяемых дренажныхемкостей или совмещения функции дренажа исбора производственно-дождевых стоков в однойемкости;

– применения электроприводной запорной арма-туры только при организации водных переходов иавтономного энергообеспечения электроприводов;

– использования при проектировании и строи-тельстве объектов обустройства скважин и промыс-ловых трубопроводов запорной арматуры отече-ственного производства.

Характеристики выкидного трубопровода Технологические характеристики варианта

Диаметр, мм Толщина стенки, мм Ввод реагента Обогрев Теплоизоляция

Без ввода Без теплоизоляции

С вводом в трубопровод 5

С вводом в трубопровод и затрубное пространство

Без ввода



Без ввода

С вводом в трубопровод

80

7


Без ввода



Без ввода

С вводом в трубопровод


Без обогрева

100

7

С вводом в затрубное пространство С обогревом

С теплоизоляцией

Примечание. Материал выкидного трубопровода – 13ХФА.

Требования утверждены в ООО «СамараНИПИ-нефть» и согласованы в АО «Самаранефтегаз» в виде«Памятки проектировщика».

Достигнутые результатыВ 2013 г. за счет уменьшения металлоемкости

строящихся объектов АО «Самаранефтегаз» с уче-том основных требований «Памятки проектиров-щика» к оптимизации состава сооружений и рас-смотренных в Альбоме инженерных решений по ти-пизации и унификации конструктивных элементовсооружений капитальные расходы (CAPEX) на обу-стройство объектов сбора продукции нефтяныхскважин были сокращены на 25 % (рис. 2).

Для оценки текущей ситуации и перспектив затратпостроен график изменения стоимостных показате-лей за последние четыре года на примере типизацииобустройства приустьевой площадки (рис. 3).

Выводы1. В связи с тенденцией ежегодного удорожания за-

купаемого для обустройства промыслов оборудова-ния и материалов применение типовых и унифици-рованных решений с учетом оптимизации сооруже-ний по оговоренным с заказчиком сценарным тех-ническим условиям позволит замедлить темпыроста стоимости, стабилизировать или даже снизитьстоимостные показатели обустройства промысла.

2. При типизации других сооружений объектовнефтегазодобычи в масштабах компании можетвозрасти совокупный экономический эффект засчет снижения затрат на эксплуатацию типовых со-оружений и оборудования, а также ускорения сро-ков ввода типовых объектов в эксплуатацию.


1. Типизация проектных решений по обустройству одиночныхдобывающих скважин с УЭЦН/ А.В. Гришагин, И.И. Аврах,А.В. Смирнов [и др.]. В сб. Разработка, эксплуатация и обустрой-ство нефтяных месторождений // Тр. ин-та /СамараНИПИ-нефть. – 2010. – № 1. – С. 217-223.

2. Гришагин А.В., Немцева Т.В. Вариантность обустройства оди-ночных скважин УЭЦН по электроснабжению и электрообору-дованию. В сб. Разработка, эксплуатация и обустройство нефтя-ных месторождений // Тр. ин-та/ СамараНИПИнефть. – 2010. –№ 1. – С. 210-216.

3. Типовое проектирование в обустройстве месторожденийОАО «НК «Роснефть» / И.Е. Глазунов, С.А. Иванов, А.Ф. Исмаги-лов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 71-73.

References1. Grishagin A.V., Avrakh I.I., Smirnov A.V., Sabitov I.A., Ralyk N.G.,Typification of design decisions on individual ESP wells infrastructuredevelopment (In Russ.), Collected papers “Razrabotka, ekspluatatsiya iobustroystvo neftyanykh mestorozhdeniy” (Development, operationand development of oil fields), Proceedings of SamaraNIPIneft’, 2010,no. 1, pp. 217–223.

2. Grishagin A.V., Nemtseva T.V., Variability of individual ESP wells in-frastructure development on power supply and electrical equipment(In Russ.), Collected papers “Razrabotka, ekspluatatsiya i obustroystvoneftyanykh mestorozhdeniy” (Development, operation and develop-ment of oil fields), Proceedings of SamaraNIPIneft’, 2010, no. 1,pp. 210–216.

3. Glazunov I.E., Ivanov S.A., Ismagilov A.F., Grishagin A.V., Denisen-ko A.A., Rosneft Oil Company OJSC standardized design in oilfield de-velopment (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2009,no. 11, pp. 71–73.



Рис. 3. Изменение сметной стоимости обустройстваприустьевой площадки скважины относительномаксимальной стоимости

кап

ита

льн

ых

вло

же

ний

Экономия Объем капитальных вложений

Рис. 2. Снижение объемов капитальных вложенийв 2013 г. по разработанной проектно-смектной до-кументации за счет оптимизации состава сооруже-ний по объектам сбора продукции нефтяных сква-жин АО «Самаранефтегаз» относительно стоимостиобустройства устья скважины до оптимизации

УДК 622.276.53.054.23:621.67−83 В.Г. Михайлов, М.Г. Волков,

А.В. Жонин, 2015



Разработка алгоритмов повышения эффективностидобычи нефти электроцентробежными насосами в условиях ограничения потребляемойэлектроэнергии

Введение Большинство месторождений России в настоящее

время вступило в заключительную стадию разра-ботки, в связи с чем все большее внимание уделяет-ся методам интенсификации добычи, не требующимдополнительных инвестиций в строительство объ-ектов наземной инфраструктуры. В статье рассмот-рен вопрос интенсификации добычи нефти, сдер-живаемой ограниченной мощностью объектовэнергоснабжения.

Модернизация существующих и строительствоновых объектов энергоснабжения требуют суще-ственных материальных затрат, что на завершаю-щей стадии разработки месторождений и с учетомнеустойчивых мировых цен на нефть экономиче-ски не целесообразно. В связи с этим практическийинтерес представляют решения, которые дают воз-можность оперативно и с минимальными затрата-ми повысить эффективность добычи нефти за счетперераспределения потребляемой скважинамиэлектроэнергии.

Разработаны алгоритмы, позволяющие для сква-жин, объединенных одной подсистемой энергопо-требления, определить оптимальные режимы ра-боты установок электроцентробежных насосов

(УЭЦН), обеспечивающие минимизацию дебитовскважин, без увеличения затрат электроэнергии.

Методика энергосбережения для однофазного течения жидкости в стволедобывающей скважины

Подсистема энергопотребления куста состоит изследующей цепочки компонентов: комплектнойтрансформаторной подстанции для погружных насо-сов (КТППН); фильтра сетевого активного (ФСА);станции управления (СУ) и частотного преобразова-теля (ЧП); фильтра выходного (ФВ); трансформаторамасляного для погружных насосов (ТМПН). На рис. 1приведена расчетная схема скважины, оборудованнойУЭЦН. В работе [1] была предложена методика опти-мизации энергозатрат УЭЦН, использованная приразработке интегрированного проекта эксплуатацииМамонтовского месторождения. При составленииуравнений приняты следующие допущения:

– течение жидкости в скважине однофазное, двух-компонентное (вода – нефть);

– на участке от интервала перфорации скважин доприема ЭЦН и внутри НКТ плотность жидкой фазыпринималась равной плотности добываемой водо-нефтяной смеси.

В.Г. Михайлов, д.т.н., М.Г. Волков, к.т.н., А.В. Жонин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Ключевые слова: методика, добыча, нефть, скважина, насос, мощность, энергоэффективность, алгоритм.Key words: method of production, oil, well, pump, ESP, power, energy efficiency, algorithm.




В этом случае полезная мощность скважинногооборудования рассчитывалась по формуле

(1)

где qн – дебит нефти; rн, rж – плотность соответ-ственно нефти и водонефтяной смеси; B – обводнен-ность добываемой продукции; Kпр – коэффициентпродуктивности скважин.

Подводимая к скважине электроэнергия опреде-лялась следующим образом:

(2)где hУЭЦН=Nпол/Эподв – к.п.д. насосной установки.Из уравнения (2) следует, что подводимая к УЭЦН

электроэнергия пропорциональна квадрату дебитанефти. В данном случае производная dЭпод/dqн ≈ tg θ =

DЭпод/Dqн. При увеличении угла θ отношение DЭпод/Dqн повышается, следовательно DЭподв возрас-тает, а Dqн уменьшается, и наоборот. Поэтому дляоптимизации энергозатрат в условиях ограничен-ной суммарной потребляемой мощности целесооб-разнее форсировать отбор продукции скважин, для

которых кривая Эпод = f (qн2) имеет более пологий

характер, и ограничивать отбор из скважин с более«крутой» кривой.

В работе [2] предложены усовершенствованная мо-дификация изложенной методики, в частности, введе-ние границ оптимизации по изменению дебита сква-жин, а также учет изменения к.п.д. УЭЦН в зависимо-сти от режима эксплуатации УЭЦН, в то время как вработе [1] к.п.д. принимался постоянным.

В новой постановке задачи оптимизации энерго-затрат УЭЦН необходимо было определить макси-мальный дебит нефти при заданной электроэнер-гии, потребляемой группой скважин

(3)

где i = 1, ..., m – число скважин в расчетной группе;Эi(qi

н) – потребляемая i-й скважиной электроэнер-гия; qнi – дебит нефти i-й скважины.

В общем виде выражение (2) представляет собойквадратичную функцию, которую можно записатькак уравнение

(4)

где hi – к.п.д. насосной установки

в i-й скважине;

Задача определения условного максимума дебитарешалась по методу Лагранжа для m-k скважин (k – число скважин с дебитом выше потенциального)

(5)

Границы ее решения определялись следующим об-разом. Вначале определялись скважины, дебиты ко-торых превысили потенциальные значения. Еслитакие имелись, то для них в качестве оптимальныхустанавливались потенциальные значения дебитов,в дальнейшем в процессе оптимизации эти скважи-ны не учитывали.

( ) ( )=h r −

+r +r −

−⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟Э

qВ

p gHq

K Вp

1 1,

нподв

н

нбуф ж в

н

прпл

УЭЦН

∑ ( )= =Э Э q const,ii

i

m

факт н

( ) ( )= +Э q a q b c q ,ii

ii

i ii

н н н

( )=h r −

aВ

1

1;i

ii

iн

( )=

r −c

K В

1

1.i i i

iпр н= +r −b p gH p ;i i

i iiбуф ж в пл

∑

∑

=

+

−=

=

q

Эa b

c

a ca c

bc

4

1 2.i

k k

kk

m

i ik kk

mi

iн.опт

факт

2

1

1

( ) ( )=r −

+r +r −

−⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟N

qB

p gHq

K Bp

1 1,под

н

нбуф ж в

н

пр нпл

Рис. 2. Расчетная схема добывающей скважины: pбуф, pзатр, pпр, pзаб – давление соответственно буферное,затрубное, на приеме насоса и забойное; Hд – динамиче-ский уровень; Hс.н, Hв – глубина соответственно спуска насоса и скважины по вертикали до интервала перфорации



При решении оптимизационной задачи вводилисьследующие ограничения по дебиту скважин.

1. Для системы пласт – скважина максимальныйдебит добываемой жидкости не должен превышатьпотенциальный, а минимальный – быть меньшелибо больше нуля (bi>0), либо –bi/ci (при bi < 0 сква-жина фонтанирует)

(6)

где qiн.пот – потенциальный дебит нефти i-й сква-

жины, определенный по специальной методике.2. Глубиннонасосное оборудование не может рабо-

тать, если потребляемая мощность насоса в резуль-тате изменения режима эксплуатации скважины(изменения частоты питающего напряжения) пре-вышает полезную мощность погружного электро-двигателя (ограничение сверху) и если напор насосастановится меньше необходимого для подъема жид-кости на поверхность (ограничение снизу).

Расчет к.п.д. насосной установкиТеоретический к.п.д. асинхронного электродвигате-

ля рассчитывался путем итерационного изменениячисла оборотов (частоты вращения) математическоймодели погружного электродвигателя (ПЭД) до вы-полнения условия равенства мощностей насоса Nн идвигателя NПЭД (рис. 2). На рис. 3 представлен алго-ритм расчета к.п.д. насосной установки с учетом по-правочного коэффициента.

Фактический к.п.д. насосной установки являлсяфункцией к.п.д. следующих конструктивных эле-ментов: центробежного насоса hн; погружного асин-хронного электродвигателя hПЭД, кабеля питанияhкаб, газосепаратора hГС, гидрозащиты hГЗ, транс-форматора масляного для погружных насосов(ТМПН) hТМПН, станций управления (СУ) hСУ, ча-стотных преобразователей (ЧП) hЧП, фильтров сете-

вых активных (ФСА) hФСА, фильтров выходных(ФВ) hФВ.

В разработанной методике теоретический к.п.д.рассчитывался как произведение паспортных значе-ний к.п.д. насоса и электродвигателя (см. рис. 3).Предполагалось, что при изменении дебита скважи-ны фактический к.п.д. насосной установки будет от-личаться от теоретического на величину поправоч-ного коэффициента

(7)

где (8)

Поправочный коэффициент рассчитывался для ра-бочего режима эксплуатации УЭЦН и согласно дан-ным мониторинга учитывал к.п.д. кабеля питания,станции управления, трансформатора, газосепарато-ра, гидрозащиты, а также изменение характеристикнасоса и электродвигателя и считался постоянным воптимизационном диапазоне дебитов нефти.

Пример решения оптимизационной однофазной задачи

В качестве примера рассмотрим 28 скважин, элек-трооборудование которых получает питание отодной КТППН. Для данных скважин были рассчита-

( )h = h ⋅Q К ,теор попрУЭЦН

( )( )

=h

hК

Q

Q.попр

факт факт

теор факт

−⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟≤ <

bc

q qmax 0, ,i

i

i iн н.пот

Q

к.п.д. к.п.д. к.п.д.

Рис. 2. Алгоритм расчета теоретического к.п.д. насосной установки: F – частота питающего напряжения; Q – подача насоса; Nст – число ступеней насоса; n – число оборотов (частота вращения)

Q

Рис. 3. Расчет к.п.д. насосной установки с учетом поправочного коэффициента



ны минимальный и максимальный допустимыеуровни добычи нефти. Нижняя граница оптимиза-ционного диапазона дебитов нефти определяласьлибо отсутствием подачи, либо началом фонтаниро-вания скважины. Верхняя граница диапазона опре-делялась по потенциальному дебиту, ограничениюмаксимальной частоты питающей сети (60 Гц) имаксимальной загрузки ПЭД (0,9).

На рис. 4 приведены рабочие дебиты скважин, атакже верхняя и нижняя расчетные границы оптими-зационного диапазона дебитов нефти. Так как многиескважины работают вблизи верхнего предельногоуровня, существенный прирост дебита нефти послепроведения работ по оптимизации невозможен.

До оптимизации общее потребление электроэнер-гии составляло 1921,86 кВт при дебите нефти1062,4 т/сут, после нее – 1914,41 кВт при 1075 т/сут.Оптимизация дебита осуществлялась за счет измене-ния частоты питающей сети. Для скважин, потребле-ние электроэнергии которых уменьшалось, рекомен-довано снижение частоты тока, и наоборот. Измене-ние прироста дебита нефти после оптимизации при-ведено на рис. 5.

Выводы1. Разработанная методика для однофазной про-

дукции позволила перераспределить добычу нефтив группе скважин, оснащенных УЭЦН, приограничении потребления электроэнергии за счетизменения режима их эксплуатации (частоты пи-тающего тока), отключения скважин с высокимэнергопотреблением и интенсификации добычинефти в отдельных скважинах.

2. Рекомендовано для 11 скважин повысить часто-ту питающего напряжения до расчетной величины,для 17 – снизить. В результате реализации предлагае-мых мероприятий удельное энергопотребление28 скважин с УЭЦН снизится на 7,45 кВт, а дебитвозрастет на 12, 6 т/сут при ограничении подводи-мой электроэнергии.


1. Интегрированный подход к разработке Мамонтовского место-рождения / И.Р. Мукминов, А.В. Свешников, В.С. Комаров[и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 28 – 31.

2. Свидетельство о государственной регистрации программыдля ЭВМ №2013616236. Модуль «Энергоэффективность» инфор-мационной системы Rosneft-WellView / А.А. Пашали, В.А. Ели-чев, М.Г. Волков и др. – Зарегистрировано 02.07.13.

3. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flowin Wellbores/ A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham [et al.]// SPE-20630. – 1994.

References1. Mukminov I.R., Sveshnikov A.V., Komarov V.S. et al., Neftyanoe kho-zyaystvo = Oil Industry, 2009, no. 11, pp. 28 – 31.

2. Certificate of state registration of computer programno. 2013616236 “Modul’ “Energoeffektivnost’” informatsionnoy siste-my Rosneft-WellView” (Module «Energy Efficiency» of Rosneft-Well-View information system), Authors: Pashali A.A., Elichev V.A.,M.G. Volkov et al.

3. Ansari A.M., Sylvester N.D., Sarica C., Shoham O., Brill J.P., A com-prehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores,SPE-20630 Prod. & Fac., 1994, May, pp. 143 – 151.

Рис. 4. Рабочий дебит нефти скважин, минимальный имаксимальный пределы оптимизации дебита нефти

Рис. 5. Изменение прироста дебита нефти после оптимизации

УДК 622.276.53.054.23:621.67−83 С.Б. Якимов, 2015



О возможностях оптимизации классовизносоустойчивости электроцентробежныхнасосов на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» (в порядке обсуждения)

ВведениеПоиск научно-обоснованных путей снижения

операционных затрат на подъем жидкости из сква-жин – одна из наиболее актуальных задач, стоящихперед инженерами-нефтяниками. В последние годытехнологии повышения энергоэффективности ме-ханизированной добычи нефти получили большоераспространение, их массовое применение позво-ляет снизить затраты. При этом важным направле-нием снижения затрат остается сокращение числаотказов скважинного оборудования.

В 2003–2013 гг. значительная экономия была полу-чена при переходе на новые конструкции и материа-лы изготовления рабочих органов электроцентро-бежных насосов (ЭЦН). В работе [1] описан опытреализации стратегии повышения наработки наотказ ЭЦН за счет перехода от насосов одноопорнойконструкции с рабочими колесами (РК) и направ-ляющими аппаратами (НА) из серого чугуна на на-сосы с РК и НА двухопорной конструкции из нире-зиста типа 1 с радиальными промежуточными под-шипниками на валу.

Применение ЭЦН повышенной износо-корро-зионной устойчивости долгие годы было главнымнаправлением развития нефтегазовой отрасли испособом снижения операционных затрат при меха-низированной добыче нефти. Для сокращенияскладских запасов и оптимизации логистических за-трат на доставку оборудования и запасных частеймногие нефтегазодобывающие компании практиче-

ски полностью перешли на использование ЭЦН срабочими органами из нирезиста типа 1. В этом рос-сийская промышленность несколько приблизиласьк зарубежной, в которой из неризиста изготовленооколо 95 % насосных агрегатов [2].

В последние годы появились новые виды материа-лов, однако дальнейшее снижение затрат на механи-зированную добычу нефти невозможно без адрес-ного подбора оптимальных по конструкции ЭЦН кконкретным группам скважин. Очевидно, что пере-ход от нирезиста типа 1 на новые материалы будетпостепенным.

Задачу подбора оптимальных материала рабочихорганов и конструктивного исполнения ЭЦН нефте-добывающие компании и производители оборудова-ния должны решать совместно. Основной задачейнефтедобывающей компании являются разработкатехнических требований к оборудованию на основедетальной информации об агрессивности добывае-мой жидкости и условиях эксплуатации, а также вы-работка экономически обоснованных критериев егоресурса. Задачей производителей оборудования яв-ляется подбор оптимальной конструкции ЭЦН и ма-териалов для их изготовления с целью оптимизацииих стоимости для конкретных скважинных условий.

В данной статье на основе анализа агрессивностидобываемой жидкости и условий эксплуатации сква-жин на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» рас-смотрены возможные пути оптимизации конструк-ции ЭЦН с целью снижения затрат на их закупку.

С.Б. Якимов (ОАО «НК «Роснефть»)

Ключевые слова: механизированная добыча нефти, электроцентробежные насосы (ЭЦН), эксплуатация ЭЦН в осложненныхусловиях, подбор ЭЦН, механические примеси, пескопроявления, пескоуловители (десендеры).Key words: artificial oil lift, electric submersible pump (ESP), ESP operation under abnormal conditions, ESP selection, mechanical admixtures, sand related problems, desanders.




Изучение качественного и количественногосостава частиц в добываемой жидкости

Широко используемый метод мониторинга содер-жания механических примесей в добываемой жид-кости, основанный на определении концентрациивзвешенных частиц (КВЧ) и выполняемый согласноотраслевому стандарту [3], малоинформативен дляинженеров, занимающихся подбором скважинногооборудования [4]. КВЧ по этому методу определяет-ся путем экстрагирования нефтепродуктов хлоро-формом, фильтрации пробы через бумажныйфильтр, промывки его дистиллированной водой,последующего высушивания фильтра и взвешива-ния осадка. В работе [4] приведены результаты коли-чественного и качественного анализа частиц, выно-симых из терригенных пород нефтяных месторож-дений Западной Сибири, на основании которых сде-лан вывод о большой вариации состава проб.

Без информации о количестве выносимых твердыхчастиц, их гранулометрическом составе и степениокатанности твердых минералов сложно определитьцелесообразность использования технологий защи-ты скважинного оборудования и выбора класса из-носоустойчивости применяемых насосов. Сведенияо предельном содержании твердых частиц в составедобываемой жидкости имеются в опросных листахвсех компаний, выпускающих ЭЦН и скважинныештанговые насосы (СШН). В технических условияхзаводов-изготовителей и технических требованияхнефтегазодобывающих компаний всегда указаныкритерии обеспечения продолжительной работыоборудования при определенных максимально допу-стимых содержаниях твердых частиц и коррозион-ной активности добываемой жидкости. Как правило,регламентируется максимальное содержание частицс определенной твердостью по шкале Мооса, а такжесодержание H2S и CO2.

Из-за большого числа объектов разработки на115 месторождениях, эксплуатируемых ПАО «Орен-бургнефть», проведение исследований по изучениюсостава выносимых частиц требует длительноговремени и значительных финансовых средств.В связи с этим и с учетом того, что инженеру по под-бору скважинного оборудования достаточно иметьусредненные данные о количестве и составе выноси-мых частиц, были проведены исследования по44 скважинам, эксплуатирующим карбонатные итерригенные коллекторы 21 месторождения. Для из-учения состава частиц использовалась методика,описанная в работе [4]: из скважины отбираласьпроба добываемой жидкости объемом 2 л и далее

получали фильтрат по методике [3]. Качественныйсостав фильтрата определялся микроскопным мето-дом инженером-петрофизиком из ОАО «Нижневар-товскНИПИнефть».

Анализ проб показал, что частицы, выносимые изкарбонатных коллекторов, состоят преимущественноиз кристаллов солей и гидроксидов железа. Кристал-лы солей (в основном карбонат и сульфат кальция)образуют зерна неправильной формы с неровнымиили извилистыми краями размером от 0,02 до0,05 мм. Гидроксиды железа выделяются бесформен-ными скоплениями на поверхности кристаллов солейили других присутствующих частиц. На рис. 1, апредставлена фотография фильтрата добываемой изкарбонатных коллекторов жидкости с 50-кратнымувеличением. Довольно часто в составе выносимыхчастиц присутствует углистое вещество, представ-ленное в виде примазок размером до 0,05 мм.

Присутствие в составе карбонатного коллекторакристаллов кварца на различных месторожденияхРоссии подтверждается в работе [5]. Проведенные ис-следования по изучению минералогического состававыносимых частиц подтвердили наличие кварца вдобываемой жидкости, содержание которого в сред-нем составило 2,5 %. Состав выносимых частиц вжидкости из карбонатных коллекторов представленна рис. 2, а. Помимо гидроксидов железа и кристал-лов солей, в карбонатных коллекторах присутствуютуглистые вещества и смолоасфальтеновые образова-ния в виде примазок к кристаллам солей или бесфор-менных скоплений размером до 0,05 мм. Исследова-ния 22 проб показали, что выносимые из карбонат-

Рис. 1. Фотография фильтрата жидкости, добываемойиз карбонатных (а) и терригенных (б) коллекторов



ных коллекторов частицы со средней концентрацией106 мг/л, на 97,5 % мягкие, неабразивные.

Состав частиц, содержащихся в добываемой из тер-ригенных коллекторов жидкости месторожденийОренбургского региона (см. рис. 1, б), отличается значи-тельно большим количеством твердых абразивных ми-нералов и включает кварц, плагиоклаз и незначитель-ное количество обломков горных пород. Доля мягкихнеабразивных частиц, составила 57,9 %.

Компанией «Лайсан», осуществляющей сервис-ные услуги по защите скважин ПАО «Оренбург-нефть» с применением химических методов, с ис-пользованием инфракрасной спектроскопии былизучен состав отложений на рабочих органах ЭЦНодной из скважин Родниковского месторождения,эксплуатирующей терригенный коллектор. Анализпоказал, что в состав пробы входят кварц – 23 %,соли (карбонат и сульфат кальция) – 11 %, глина –19 %, оксиды и сульфид железа – 44 %.

Гранулометрический состав выносимых из терри-генных коллекторов частиц изменяется по исследо-ванным пробам скважин разных месторождений.При выборе средств защиты от песка можно счи-тать, что выносятся в основном крупно- и средне-зернистые алевролитовые фракции, доля частицразмером 0,05-0,1 мм составляет около 50 % (рис. 3).

Таким образом, исследования 22 проб выносимыхиз терригенных коллекторов частиц показали, чтоих средняя концентрация составляет 124 мг/л, на42,3 % они состоят из твердых абразивных частиц.Средняя концентрация выноса твердых абразивныхчастиц составила 52 мг/л, что соответствует данномупоказателю по большинству хорошо сцементиро-ванных юрских пластов Западной Сибири.

Изучение коррозионной активности вод и их склонности к солеобразованию

С целью выбора оборудования для механизиро-ванной добычи нефти необходимо иметь четкоепредставление не только о составе частиц в добы-ваемой жидкости, но и о возможных осложнениях ввиде коррозии и отложения солей. Автором былиизучены свойства воды по объектам разработкипутем определения среднего показателя, полученно-го по результатам исследования трех скважин покаждому объекту разработки: малообводненной(обводненность 0–20 %); среднеобводненной(20–70 %); высокообводненной (70–95 %). Концент-рация растворенных CO2 и H2S устанавливалась всвежеотобранных пробах жидкости соответственнопо методике измерений №6106-11 ФГУП «ВНИИР»и ОСТ 39-234-89.

Склонность попутно добываемой воды к осаж-дению карбоната кальция определялась по методи-ке Г.А. Стиффа и Л.Е. Девиса по индексам насыще-ния при пластовой температуре. Индекс насыще-ния позволяет лишь качественно оценить способ-ность воды к образованию или растворению кар-боната кальция: при индексе 0,2–2 возможно вы-падение осадка, при более 2 вероятны сильные со-леотложения [6].

Склонность попутно добываемой воды к осажде-нию сульфатных осадков определялась по методуДж.Е. Одда и М.В. Томпсона. Если индекс насыщенияводы сульфатами кальция (гипсом или ангидритом)или сульфатом бария (баритом) более нуля, то суль-фат кальция или бария выпадает, при индексе насы-щения менее нуля выпадения солей не происходит.

В табл. 1 приведены данные о концентрации рас-творенных агрессивных газов и склонности вод косложнениям на некоторых месторождениях

Рис. 2. Состав выносимых частиц в жидкости, добывае-мой из карбонатных (а) и терригенных коллекторов (б)

Рис 3. Распределение размера выносимых частицпо одной из скважин Сорочинско-Никольского ме-сторождения



ПАО «Оренбургнефть», из которых видно, что кор-розия скважинного оборудование возможна в боль-шинстве скважин. Воды почти всех месторожденийимеют склонность к выпадению карбоната и суль-фата кальция при пластовой температуре. Специа-листы ПАО «Оренбургнефть» на всем фонде сква-жин организовали ингибиторную защиту от корро-зии скважинного оборудования и наземных трубо-проводов. В результате доля отказов НКТ из-за кор-розионных разрушений составляет всего 5 %. Инги-биторная защита от солеотложения применяется го-раздо реже и только в скважинах, где фиксировалисьотказы ЭЦН из-за отложения солей, число которыхсоставляет всего 5 %; на засорение ЭЦН механиче-скими примесями приходится 6 % отказов.

Области эксплуатации ЭЦН с вероятнымабразивным износом

К сожалению, ни в России, ни за рубежом нет ме-тодики выбора класса износоустойчивости ЭЦН дляразличных условий эксплуатации, одновременноучитывающей концентрацию абразивных частиц иналичие коррозионных компонентов в добываемойжидкости. Обычно заводы-производители в катало-гах выпускаемой продукции приводят рекоменда-ции для подбора классов ЭЦН по устойчивости ккоррозии и абразивному износу. Например, круп-нейший в стране производитель ЭЦН – компания«Борец» – рекомендует при выносе частиц с микро-твердостью до 7 по шкале Мооса с концентрациейдо 200 мг/л использовать насосы в обычном испол-нении (из серого чугуна), 200-500 мг/л – насосы в из-

носоустойчивом исполнении из нирезиста типа 1 спромежуточными подшипниками, 500-1000 мг/л –насосы повышенной износоустойчивости компрес-сионной или пакетной сборки [7]. При этом указан-ные материалы применимы для добываемых вод сpH = 5–8,5. Предельно допускаемая концентрацияH2S для насосов обычного и износоустойчивого ис-полнения составляет 10 мг/л, коррозионностойко-го – 1250 мг/л.

Автор не вполне согласен с данными рекоменда-циями по допустимым концентрациям абразивныхчастиц и H2S. В качестве примера можно привестинегативный опыт эксплуатации ЭЦН с РК и НА из се-рого чугуна в скважинах Самотлорского месторожде-ния с массовыми отказами оборудования. При этомсогласно проведенным исследованиям фактическаяконцентрация абразивных частиц в продукции сква-жин Самотлорского месторождения не превышала200 мг/л [4]. Другой пример – успешная эксплуатациямногих скважин, оборудованных ЭЦН в стандарт-ном исполнении, в Урало-Поволжском регионе, гдесодержание H2S в продукции превышает 10 мг/л.

В некоторых зарубежных компаниях-производи-телях ЭЦН, таких как Baker Hughes и Wood GroupESP (куплена компанией General Electric), для подбо-ра оборудования используется «индекс агрессивно-сти» (AI) выносимых частиц [8, 9]. Рассмотрим воз-можность применения данной методики для место-рождений ПАО «Оренбургнефть». На рис 4 пред-ставлена зависимость расчетных значений AI отконцентрации абразивных частиц (кварца, плагио-клаза и обломков пород) в исследованных пробах.

Таблица 1

Концентрация, мг/дм , растворенного3 Индекс насыщения Месторождение

Температура пласта, ºС CO2 H2S по CaCO3 по CaSO4

Бобровское 55 154 46 1,5 0,7

Долговское 50 148 61 1,7 0,5

Курманаевское 50 130 121 1,8 0,4

Покровское 40 183 112 1,2 0,5

Герасимовское 56 222 93 1,7 0,4

Пронькинское 38 351 6 1,1 0,5

Сорочинско-Никольское 42 98 93 1,6 0,6

Кодяковское 44 164 77 1,1 0,7

Родинское 41 92 55 1,3 0,3

Горное 42 136 114 1,5 0,3

Вахитовское 69 86 44 2 0

Пономаревское 37 241 109 1,0 0,5

Загорское 86 98 30 3,2 0,8

Тарханское 36 254 215 1,5 0,6

Сул-Заглядинское 38 320 258 1,7 0,7

Красноярское 34 64 103 1,1 0,7

Примечание. 1. Для всех скважин характерны углекислотный и сероводородный типы коррозии. 2. Для скважин Вахитовского и Загорского место-рождений отмечается сильное солеотложение; для остальных скважин характерно образование солей.



Так как абразивные частицы в добываемой жидкостиместорождений ПАО «Оренбургнефть» в основномпредставлены кварцем, их твердость можно принятьравной 7 по шкале Мооса. С учетом рекомендаций,изложенных в работе [9], можно выделить четырезоны с потенциальными рисками возникновения аб-разивного износа рабочих органов ЭЦН: слабого,умеренного, повышенного и высокого.

Как видно из рис. 4, все ЭЦН, работающие в сква-жинах, эксплуатирующих карбонатные коллекторы,находятся в области слабого абразивного износа.AI частиц, присутствующих в добываемой из терри-генных коллекторах жидкости, и их количество на-много выше, что вызывает риск повышенного изно-са рабочих органов ЭЦН.

Таким образом, необходим дифференцированныйподход к выбору классов износоустойчивости ЭЦН.Для оптимизации затрат на закупку оборудованияцелесообразно ограничиться тремя классами изно-соустойчивости ЭЦН:

1) для эксплуатации скважин с карбонатными кол-лекторами (см. рис. 4, область 1);

2) для эксплуатации скважин с карбонатно-терри-генными и терригенными коллекторами с умерен-ным (до 100 мг/л) выносом абразивных частиц(см. рис. 4, области 2 и 3);

3) для терригенных коллекторов с повышенным(более 100 мг/л) выносом кварца (см. рис. 4, область 4).

При подборе конструкции РК и НА следует учиты-вать и условия эксплуатации. Для интенсификациипритока в скважинах часто проводят гидравличе-ский разрыв пласта (ГРП) или солянокислотную об-работку (СКО), и после постепенного снижения эф-фекта многие ЭЦН довольно длительное время ра-

ботают за левой границей допустимой рабочей зонынапорной характеристики. Такие особенности экс-плуатации являются основной причиной повышен-ного осевого износа, для уменьшения которого це-лесообразно использовать РК и НА двухопорнойконструкции.

Содержание агрессивных элементов в добываемыхводах согласно рекомендациям заводов-производи-телей ЭЦН также должно учитываться. Большаячасть месторождений Оренбургского регионаосложнена присутствием в добываемых водах H2Oили CO2 (см. табл. 1). Благодаря постоянной ингиби-торной защите, а также относительно низким пла-стовым температурам коррозия корпусов ЭЦН иПЭД встречается довольно редко, значительныхкоррозионных разрушений рабочих органов ЭЦНне наблюдается.

В ПАО «Оренбургнефть» при эксплуатации сква-жин в карбонатных и терригенных коллекторах в ос-новном применяются ЭЦН одной группы повышен-ной износоустойчивости: с РК и НА из нирезистатипа 1 с промежуточными подшипниками, установ-ленными через 50 см; списание рабочих органов от-работавших ЭЦН находится в пределах 20–30 %.В табл. 2 приведены данные о среднем межремонт-ном периоде (МРП) работы скважин в зависимостиот типа коллектора.

Учет влияния смолоасфальтеновых частиц на износоустойчивость ЭЦН

Влияние смолоасфальтеновых образований, при-сутствующих в добываемой жидкости в виде от-дельных частиц и примазок к кристаллам солей итвердых минералов, на работу скважинного обору-дования требует детального изучения. Данныйфактор необходимо учитывать во многих случаяхпри выборе конструкции скважинного оборудова-ния. Например, при планировании примененияпротивопесочных устройств необходимо учиты-вать количество смолоасфальтеновых частиц вжидкости, которые могут быстро забить рабочиеэлементы фильтра [10]. В работе [11] сделан вывод,что присутствие в добываемой жидкости асфаль-тенов значительно ускоряет процесс кольматациичастицами рабочей поверхности проволочныхфильтров, что уменьшает ресурс их работы.

Рис. 4. Зависимость расчетных значений AI от кон-центрации абразивных частиц по исследованнымпробам: 1, 2, 3, 4 – область соответственно слабого, умеренного,повышенного и высокого абразивного износа

Таблица 2

Тип коллектора Число скважин с ЭЦН

Средний МРП, сут

Карбонатный (известняк или доломит)

1251 658

Карбонатно-терригенный 536 627

Терригенный 395 564



Проведенное автором исследования показализначительное присутствие смолоасфальтеновыхчастиц в добываемой жидкости по большинствуместорождений ПАО «Оренбургнефть». В работе[12] также отмечено присутствие этих веществ внефтях Покровского и Пронькинского месторож-дений в количестве от 13,6 до 21,28 %. При плани-ровании применения устройств противопесочнойзащиты в скважинах с подобным сочетаниемосложняющих факторов целесообразно использо-вать гидроциклонные сепараторы (десендеры) илив случае применения фильтров предусмотреть ин-гибиторную защиту от парафиноотложения и ис-пользование растворителей смолоасфальтеновыхотложений.

Способы оптимизации конструкции ЭЦНС учетом изложенного общие требования к ЭЦН,

применяемым в скважинах, эксплуатирующих кар-бонатные коллекторы месторождений ПАО «Орен-бургнефть», должны быть следующими.

1. ЭЦН должны иметь достаточную осевую изно-соустойчивость для обеспечения длительной рабо-ты за пределами допустимой левой зоны напорнойхарактеристики в скважинах со снижающимсяпритоком.

2. РК и НА должны характеризоваться достаточ-ной износоустойчивостью для освоения скважинпосле ГРП.

3. РК и НА, по возможности, должны препятство-вать отложениям на них смолоасфальтеновых ча-стиц и солей.

4. РК и НА должны обладать достаточной корро-зионной стойкостью для обеспечения длительной ра-боты ЭЦН в условиях присутствия в добываемойжидкости Н2S и СО2, а также для освоения скважинпосле проведения СКО.

Подбор материалов для изготовления ЭЦН, применяемых в скважинах, эксплуатирующихкарбонатные коллекторы

Рассмотрим некоторые материалы, используе-мые для изготовления РК и НА, потенциально со-ответствующие предложенным требованиям кэксплуатации скважин в условиях карбонатныхколлекторов.

Серый чугунПрименение РК из серого чугуна является наибо-

лее простым и дешевым вариантом. Многие нефте-газодобывающие предприятия (АО «Самаранефте-газ», ОАО «Удмуртнефть», ПАО АНК «Башнефть»),

разрабатывающие месторождения, в добываемойжидкости которых присутствует Н2S, успешно при-меняют ЭЦН с колесами из серого чугуна.

К основным рискам при переходе от использова-ния ЭЦН с РК и НА из нирезиста типа 1 на серыйчугун следует отнести вероятность увеличения про-цента списания оборудования при ремонте. Такимобразом сокращение затрат на первичную закупкуоборудования приведет к росту затрат на его под-держание в рабочем состоянии, и эффект от эконо-мии совокупных затрат может быть минимальным.Кроме того, РК из серого чугуна не уменьшают адге-зию смолопарафиновых частиц и интенсивность со-леотложения.

С учетом технических требований ОАО «НК «Рос-нефть», регламентирующих обязательное применениерадиальных подшипников в ЭЦН с РК и НА из серо-го чугуна, радиальная износоустойчивость данногооборудования вполне достаточна для скважин, экс-плуатирующих карбонатные коллекторы.

Порошковые материалыСуществует мнение, что коррозионная стойкость

РК и НА, изготовленных методом спекания порош-кового материала, ниже, чем у нирезиста типа 1, од-нако достоверного подтверждения этому нет. К пре-имуществам данной технологии относится возмож-ность использования РК с покрытием, снижающимвероятность отложения смолопарафиновых частици солей. Результаты внедрения ЭЦН с рабочими ор-ганами, изготовленными методом спекания порош-кового материала (покрытие «Нефть Антисоль»),производства компании «Новомет-Пермь» на ме-сторождениях нефтегазодобывающих обществгруппы ОАО «НК «Роснефть» положительны. Типпорошка для изготовления ступеней насоса, удовле-творяющих осложненным условиям эксплуатации,описанным в статье и позволяющим добиться сни-жения стоимости ЭЦН, должны подобрать кон-структоры и инженеры заводов-производителей.

Полимерные композиционные низкоадгезионныематериалы

В последнее время все чаще стали появлятьсяпубликации об успешном использовании ЭЦН срабочими органами из полимеров. Например, в ра-боте [13] описан опыт решения проблемы сильно-го коррозионного износа РК и НА, изготовленныхиз нирезиста типа 1, путем перехода на ЭЦН с РКиз полимерного материала Ryton (сульфид полифе-нилена). В России подобное оборудование многиегоды выпускает ОАО «Ижнефтепласт» [14], пози-ционируя его как низкоадгезионные ЭЦН. Хотя



сильной коррозии РК и НА из нирезиста типа 1 наместорождениях ПАО «Оренбургнефть» не наблю-дается, применение низкоадгезионных ЭЦН в усло-виях высокого содержания в добываемой жидко-сти смолоасфальтеновых образований и вероятно-сти отложения солей будет востребовано. Так каксредняя пластовая температура большинства кар-бонатных коллекторов составляет 46 °С, техниче-ских сложностей для использования РК из полиме-ров не должно возникнуть.

Подбор материалов для изготовления ЭЦН,применяемых в скважинах, эксплуатирующих терригенные коллекторы

Для эксплуатации скважин в терригенных кол-лекторах можно применять ЭЦН, изготовленныеиз следующих материалов.

Нирезист типа 1Этот отлично зарекомендовавший себя материал

остается основным для изготовления РК и НА приэксплуатации пластов с терригенными и карбонат-но-терригенными коллекторами. Отсутствие боль-шого числа случаев радиального износа указываетна то, что применение нирезиста типа 4 в рассмат-риваемых условиях при текущем МРП нецелесо-образно. В скважинах с выносом абразивных ча-стиц, превышающим 100 мг/л, по мнению автора,следует использовать ЭЦН с РК и НА из нирезистатипа 1 компрессионной или пакетной сборки.

Нержавеющая стальПрименение данного материала потенциально

может сократить процент отбраковки РК и НА,тем самым уменьшив стоимость обслуживанияЭЦН. Однако снизить первоначальную стоимостьоборудования при переходе от ЭЦН с РК и НА изнирезиста типа 1 скорее всего не получится.

Выводы1. Для эксплуатации скважин в условиях карбо-

натных коллекторов с целью оптимизации затратна закупку оборудования рекомендуется исполь-зовать ЭЦН более низкого класса износоустойчи-вости и коррозионной стойкости. Целесообразнопровести испытания ЭЦН с РК и НА, изготовлен-ными из серого чугуна и порошкового материала.С учетом склонности добываемой жидкости к со-леобразованию, наличия в ней смолоасфальтовыхчастиц и невысокой температуры большинствапродуктивных пластов целесообразно использо-

вание РК, изготовленных из тепло-кислотостой-ких полимерных композиционных материалов.Использование ЭЦН с колесами из порошковогоматериала с полимерным защитным покрытиемтакже может быть перспективным. С учетом про-ведения в большинстве скважин ГТМ предпочти-тельно применять РК двухопорной конструкции.

2. Для определения оптимальных материалов иконструкций ЭЦН необходимо провести опытно-промышленные испытания оборудования разныхпроизводителей из описанных материалов. Приэтом критерием эффективности должно стать нетолько обеспечение как минимум текущего уров-ня наработки на отказ, но и снижение затрат наэксплуатацию скважин в течение всего периодаработы ЭЦН, которые складываются из первич-ной стоимости оборудования и затрат на егопоследующий ремонт.

3. Для скважин, эксплуатирующих карбонатно-терригенные и терригенные коллекторы, целесооб-разно продолжить использование ЭЦН с РК и НАиз нирезиста типа 1 двухопорной конструкции спромежуточными радиальными подшипниками.Для определения возможного сокращения затратна ремонт ЭЦН целесообразно испытать РК и НАиз нержавеющей стали.

4. Для эксплуатации скважин с повышенным вы-носом абразивных частиц целесообразно использо-вать ЭЦН с высокой износоустойчивостью. Для по-иска оптимальных по цене конструкций, способныхминимизировать осевой износ, необходимо прове-сти сравнительные испытания ЭЦН компрессион-ной, пакетной сборки или других конструкций,предлагаемых производителями. Применение нире-зиста типа 4 из-за его высокой стоимости и отсут-ствия фактов очень высокой скорости абразивногоизноса нирезиста 1 нецелесообразно.

5. С учетом того, что средний диаметр выноси-мых частиц кварца составляет 0,1 мм, а также при-сутствия в составе выносимых частиц смолоас-фальтеновых образований при планировании при-менения пескозащитных устройств предпочтениеследует отдать инерционным сепараторам песка(десендерам). При использовании фильтров веро-ятность быстрого их засорения смолоасфальтено-выми частицами увеличивается. В этом случае не-обходимо предусмотреть дополнительные меро-приятия по защите оборудования с использовани-ем химических методов.




1. Борлинг Д.С., Свидерский С.В., Горланов С.Ф. Наилучшиепрактики и инновации для увеличения наработки УЭЦН напримере зрелых месторождений Компании ТНК-ВР//SPE 136407. – 2010.

2. Saveth K. New stage material combined with permanent magnetmotor technology widens ESP application window// SPE-171348-MS. –2014.

3. ОСТ 39-231-89. Вода для заводнения нефтяных пластов,определение содержания механических примесей в речных ипромысловых водах.

4. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на ме-сторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири //Нефтепромысло-вое дело. – 2008. – №9. – С. 33–38.

5. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллек-торы нефти и газа. – Л: Недра, 1981. – C. 36, 45.

6. Кашавцев В.Е., Гатенберг Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждениесолеобразования при добыче нефти. – М.: Недра, 1985. – 113 с.

7. Каталог электроцентробежных насосов ПК Борец.

8. Adams D.L. Parameters to analyze when determining abrasivewear in an electrical submersible pump system//SPE-173882-MS. –2015.

9. Takacs G. Electrical Submersible Pumps Manual. Design, Opera-tions and Maintenance. 2009,

10. Анализ промысловой эксплуатации фильтра – входного мо-дуля ФВПР5(А)-12 на фильтроэлементах из ППМ/ И.С. Пятов,В.В. Николаев, С.В. Сибирев [и др.] // Oil&Gas Eurasia. – 2011. –Апрель. – С. 48–49.

11. Пятов И.С., Кирпичев Ю.В. Фильтры ООО «РЕАМ-РТИ»для защиты оборудования от песка и проппанта//Инженернаяпрактика. – 2014. – №2. – С. 36–38.

12. Пономарева Г.А., Понкратьев П.В., Хальзов А.А. Микроэле-ментный состав нефти Оренбургских месторождений //Вест-ник Оренбургского государственного университета. – 2012. –№1. – С. 164–171.

13. Shimokata N., Yamada Y. Troubles, problems and improvementsof ESP//SPE 137337. – 2010.

14. Маркушев Ю.М. Низкоадгезионные ЭЦН. Эксплуатацион-ная и экономическая эффективность применения // Нефтега-зовая вертикаль. – 2011. – №12. – C. 76–78.

References1. Borling D.S. Sviderskiy. S.V, Gorlanov S.F., Best practices and inno-vations to increase the MTBF of ESP as an example of mature fields ofTNK-BP (In Russ.), SPE 136407, 2010.

2. Saveth K. New stage material combined with permanent magnetmotor technology widens ESP application window, SPE-171348-MS,2014.

3. OST 39-231-89. Voda dlya zavodneniya neftyanykh plastov, oprede-lenie soderzhaniya mekhanicheskikh primesey v rechnykh i promyslo-vykh vodakh (Water for waterflooding of oil reservoirs, determiningthe content of mechanical impurities in the river and field waters).

4. Yakimov S.B., Neftepromyslovoe delo, 2008, no. 9, pp. 33–38.

5. Kirkinskaya V.N., Smekhov E.M., Karbonatnye porody – kollektorynefti i gaza (Carbonate rocks – reservoirs of oil and gas), Leningrad:Nedra Publ., 1981, p. 36, p. 45

6. Kashavtsev V.E., Gatenberg Yu.P., Lyushin S.F., Preduprezhdeniesoleobrazovaniya pri dobyche nefti (Prevention salt formation in oilproduction), Moscow: Nedra Publ., 1985, 113 p.

7. Katalog elektrotsentrobezhnykh nasosov PK Borets (PK Borets cata-log of electric pumps).

8. Adams D.L., Parameters to analyze when determining abrasive wearin an electrical submersible pump system, SPE-173882-MS, 2015,April.

9. Takacs G., Electrical submersible pumps manual. Design, opera-tions and maintenance. 2009,

10. Pyatov I.S., Nikolaev V.V., Sibirev S.V. et al., Oil&Gas Eurasia,2011, April, pp. 48–49.

11. Pyatov I.S., Kirpichev Yu.V., Inzhenernaya praktika, 2014, no. 2,pp. 36–38.

12. Ponomareva G.A., Ponkrat’ev P.V., Khal’zov A.A., Vestnik Oren-burgskogo gosudarstvennogo universiteta, 2012, no. 1, pp. 164–171.

13. Shimokata N., Yamada Y., Troubles, problems and improvementsof ESP, SPE 137337, 2010.

14. Markushev Yu.M., Neftegazovaya vertikal’ = Oil & Gas Vertical,2011, no. 12, pp. 76–78.

УДК 622.692.53:629.123.56.015.64 Коллектив авторов, 2015



Подходы к оценке затрат на вывоз нефтитанкерами ледового класса с месторожденийарктического шельфа

Введение Затраты на транспортировку продукции – один

из основных показателей в технико-экономиче-ских оценках проектов обустройства месторожде-ний арктического шельфа. К особенностям освое-ния месторождений Арктики относятся ледовыеусловия, низкие температуры, удаленность от ин-фраструктуры, отсутствие для некоторых участковтехнических средств круглогодичного вывоза про-дукции. Поэтому танкерный способ транспортапродукции может оказаться оптимальным либоединственно возможным.

Основным инструментом оценки транспортноготарифа на данный момент является мировая фрахто-вая шкала Worldscale, которая представляет собойсправочник тарифов по основным мировым направ-лениям транспортировки углеводородного (УВ)сырья. В ней приводятся данные по перевозке нефти инефтепродуктов для гипотетического танкера с задан-ными параметрами: дедвейт (грузоподъемность)75 тыс. т, скорость хода — 14,5 узла, потребление топ-лива на ходу — 55 т/сут, на стоянке – 5 т/сут и др. Арк-тический шельф РФ является беспрецедентным потяжести условий и требованиям, предъявляемым ктанкерам. Тарифы Worldscale нельзя просто перенестина данный регион как по причине отсутствия данных,так и из-за отличий в нормативах затрат по состав-ляющим статьям для региона от среднемировных.

Это вызывает необходимость концептуального под-хода к расчету тарифов транспортировки углеводоро-дов с арктического шельфа и сравнения путей вывозапродукции через Северный морской путь (СМП)(рис. 1) [1-3]. Применяемые в таких случаях методикии удельные показатели требуют физически содержа-тельного обоснования и анализа в целом.

Целью данной работы являются анализ укрупнен-ной структуры затрат на транспортировку углеводо-родов танкерами ледового класса в условиях арктиче-ского шельфа и определение основных параметров,влияющих на стоимость транспортировки, обосно-вание подходов, позволяющих оценить эти парамет-ры в условиях минимума дополнительной информа-ции. Подход также применим к оценке стоимостивывоза продукции с неарктических участков.

Подходы к оценке транспортных затрат В случае отсутствия необходимого маршрута в

Worldscale при разработке технико-экономическогообоснования (ТЭО) можно рассчитать требуемыйтариф двумя способами.

Первый, сметный подход требует детальногоописания свойств танкера и трассы и применимтолько для конкретного проекта танкера, в товремя как на этапе концептуальных оценок можетбыть известен очень ограниченный набор характе-ристик танкеров, подходящих не для всех участков

П.А. Тарасов, В.А. Павлов, А.Е. Кравченко (ОАО «НК «Роснефть»), Т.Э. Мамедов, Б.Р. Лившиц (ООО «АНЦ»),

В.С. Зильбер (ООО «РН-Эксплорейшн»)

Ключевые слова: арктический шельф, танкеры, ледовый класс, транспортный тариф, операционные расходы.Key words: Offshore Arctic, tankers, ice-class, transportation rate, OPEX.




Арктики. В расчете при этом используются около15 параметров танкера и более 10 параметров трас-сы. Для Арктики сложность усугубляется посто-янно меняющейся ледовой обстановкой, опреде-ляющей условия и маршрут транспортировки.

Второй подход состоит в укрупнении статей затрати установлении взаимосвязей, моделированиисвойств танкера и размера затрат по каждой статье.Этот подход позволяет масштабировать сценариина различные параметры танкера, выполнять оцен-ку в отсутствии информации по действующим наданном маршруте судам.

В научной литературе описан ряд подходов, связы-вающих параметры судов, в том числе неледовыхтанкеров, с использованием упрощенных моделей икорреляций [4-7]. Основными параметрами грузо-вого судна являются его основная эксплуатационнаяхарактеристика – дедвейт Dw и линейные размеры,которые в свою очередь с хорошей точностьюможно принять коррелирующими с кубическимкорнем из дедвейта [7].

Технические возможности современныхтанкеров

Для формирования базы танкеров использова-лась информация из открытых источников, в томчисле опубликованные в журнале The MarineWorld корреляционные зависимости и характери-стики неледовых танкеров, параметры судов иописания перспективных проектов «Совкомфло-та» для ледовых танкеров.

На рис. 2 представлены основные технические ха-рактеристики танкеров, построенных в 2008–2011 гг.,

из базы, используемой авторами. В нижней обла-сти рис. 2 показаны танкеры неледового класса,пригодные для эксплуатации в незамерзающихморях. В этом сегменте существует очень большоечисло аналогов с дедвейтами до 400 тыс. т. Сле-дующая область – технически реализованные про-екты танкеров ледового класса с ограниченнымчислом аналогов. С увеличением ледового класса идедвейта ужесточаются требования к мощностидвигательных (пропульсивных) установок и уве-личивается стоимость постройки судна в целом,также существует ограничение по осадке. Так какчасть рассматриваемых реализованных проектовтанкеров предназначена для работы в прибреж-ной зоне, с повышением ледового класса диапазондедвейтов сужается. Третья область – перспектив-ные проекты танкеров, которые могут быть реа-лизованы в ближайшие годы.

Рис. 1. Карта возможных маршрутов транспортировки нефти танкерами

Рис. 2. Основные технические характеристики тан-керов



Затраты на транспортировку углеводородного сырья

Пример оценочной структуры транспортных за-трат при перевозке углеводородного сырья челноч-ным танкером ледового класса по маршруту Кар-ское море – Мурманск представлена на рис. 3.

Переменные расходыПеременные расходы зависят от организации

маршрута и интенсивности перевозок. Их структу-ра практически полностью прозрачна и подконт-рольна фрахтователю. Например, обеспечениефрахтователем снабжения судна топливом являетсяобычной практикой тайм-чартерных договоров.

Расчет расходов на топливоЭти расходы – основная статья переменных расхо-

дов, зависящая от цен на используемое топливо. Пооценкам различных авторов при стоимости топливаболее 500 долл США/т ее доля в структуре затратможет превышать 50 % и нередко определяет доход-ность отрасли танкерных перевозок [8, 9].

Удельный расход топлива в пути для танкеровможно рассчитать, исходя из мощности задейство-ванных энергетических установок [7]

V ≈ A·P0,9, (1)

где A – удельный коэффициент потребления топ-лива; P – мощность энергетических установок, МВт.

Для оценки удельного коэффициента потребле-ния (specific oil fuel consumption (SOFC)) судна арк-тического класса также иногда закладывается повы-шающий коэффициент около 10 % с результирую-щим значением SOFC ≈ 185 г/(кВт·ч) [1].

В оценках используемое топливо подразделяетсяна тяжелое (мазут Ф-5, ИФО-380) ≈ 85–90 % расхо-

дов на топливо и судовое маловязкое – около10–15 %, расход которого можно привести к расходутяжелого топлива с повышающим коэффициентом.

По данным агентства Bunkerworld цены на бункеро-вочное топливо в основных международных портахколеблются в пределах 10 %, при этом среднемироваяцена зависит от стоимости нефти и других факторов.На момент подготовки статьи цена бункеровочноготоплива ИФО-380 на мировых рынках составляла неболее 300 долл/т (в зависимости от региона).

В последние десятилетия в связи с ростом стоимо-сти топлива возникла тенденция перехода танкеровна более тяжелые (и более дешевые) виды топлив.В то же время с 2015 г. в акватории стран Балтийско-го и Северного морей, а также вокруг СевернойАмерики (так называемой зоне ECA) введеныограничения по выбросу серы, а Европарламентомпериодически выносятся предложения о запрете наиспользование мазута для судов, заходящих в водыАрктики, по аналогии с запретом в Антарктике, дей-ствующим с 2011 г. Из-за вводимых стандартов,ограничивающих выбросы, на новых судах все чащепредусматривается использование сжиженного газа,а также внедряются двигатели, способные работатьна нескольких видах топлива.

Расход топлива зависит от тяжести ледовых усло-вий на маршруте. Например, для арктических ди-зельных ледоколов при движении во льдах в зави-симости от тяжести ледовых условий расход топ-лива увеличивается пропорционально подключен-ным двигателям: в 2 раза для средних условий и в3 раза – для тяжелых. Кроме того, расход зависитот скорости движения судна. Разработчики моде-лей оценки эффективности СМП отмечают, чтопри характерном времени грузооборота черезСМП, сопоставимом со временем прохожденияболее протяженных южных маршрутов, экономи-ческий эффект достигается за счет снижения рас-ходов на топливо вследствие уменьшения скоро-сти движения судна.

На стадии ТЭО в качестве первого приближенияможно рекомендовать принимать расход топливапостоянным во времени с изменением коэффици-ента реализации скорости на участках маршрута,покрытых льдом. При движении по разводьям, как ипри движении по чистой воде, расход топлива рас-считывается для задействованных мощностей,большую часть маршрута сопоставимых с мощ-ностью эквивалентного по вместимости танкера не-ледового класса.

Рис. 3. Пример структуры затрат при транспортиров-ке нефти челночным танкером ледового класса



Эмпирически наличие льда учитывается черезэффективную скорость на участке по требованиямРегистра [10, т. 1, ч. II, п. 2.2.3.4] и опыту проводкисудов:

1) ледокольная проводка в дрейфующих льдах впериод максимального развития ледяного покрова:эффективная скорость 6–7 узлов с линейным воз-растанием эффективной скорости до средней в пе-риод открытой воды;

2) самостоятельное движение в дрейфующихльдах в период максимального развития ледяногопокрова: а) при минимальной мощности двига-тельных установок, соответствующей требова-ниям Регистра – снижение эффективной скоростидо 2 узлов; б) при повышенных мощностях двига-тельных установок (например, выше минималь-ных требований на 1 ледовый класс) – аналогичнопункту 1);

3) скорость самостоятельного движения в сплош-ном льду (при достаточной мощности пропульсив-ных установок, при этом на участке используетсяповышенная мощность) – 5–8 узлов в зависимостиот толщины льда;

4) скорость при ледокольной проводке в канале –4–5 узлов;

5) прокладка канала в сплошном, например, при-пайном льду, как правило, с ледокольной провод-кой – 1–2 узла.

Расход топлива на стоянке в пунктах погрузки/вы-грузки составляет 5–10 % расхода в пути. Продол-жительность стоянки может быть задана посто-янной, около 3 сут.

Ледокольная проводкаПриказом Федеральной службы по тарифам

№46-т/1 и 46-т/2 от 04.03.14 г. определены толькомаксимальные затраты, так называемый предель-ный тариф, на ледокольную проводку судов, оказы-ваемую ФГУП «Атомфлот» в акватории Северногоморского пути. Тарифы, исчисляемые в рублях наединицу валовой вместимости судна, могут приме-няться на уровне или ниже предельного тарифа.Принципы формирования величины предельноготарифа следующие:

– предельный тариф одинаков (±1 %) для судоварктического класса (Arc4 и выше);

– для судов с валовой вместимостью от 40 001 до100 000 предельный тариф для проводки в периодзимне-весенней навигации в пределах одной зонысоставляет около 540 руб.;

– предельный тариф растет линейно до 2 раз припроводке в пределах шести зон акватории СМП;

– в летне-осенний период навигации предельныйтариф снижен в 2,5 раза;

– для судов валовой вместимостью более 100 000предельный тариф снижен на 40 %.

Альтернативным способом оценки затрат на ледо-кольную проводку является прямой подсчет затратисходя из стоимости фрахта задействованных ледо-колов и интенсивности грузопотока.

В настоящее время появляются примеры само-стоятельного круглогодичного движения по отдель-ным участкам СМП. Так, относительно малотон-нажные танкеры «Енисей» ледового класса Arc 7, по-строенные для вывоза продукции без оплаты ледо-кольной проводки, уже несколько лет справляются сэтой задачей. Для проекта «Ямал СПГ» также плани-руется построить танкеры класса Arc 7, позволяю-щие осуществлять круглогодичную навигацию безледокольной проводки в западном направлении, а втечение лета – в восточном направлении СМП.

Портовые сборыПортовые сборы на территории России опреде-

ляются в соответствии с Приказом Минтранса РФ№ 387 от 31. 10.12 г. «Об утверждении перечня пор-товых сборов, взимаемых в морских портах Рос-сийской Федерации», необходимая информациядоступна на сайте ФГУП «Росморпорт». Величинасборов, как правило, зависит от валовой вмести-мости судна или объема перевозимой продукции(нефти).

Часто для оценок используется ставка 0,5 долл.США за единицу валовой вместимости [1]. Со-гласно правилам порта Роттердам [11] в 2015 г.тариф составляет около 1 евро/т нефти, при этомпредусмотрены понижающие коэффициенты до25 % за регулярность посещения порта, а такжедругие скидки.

Постоянные эксплуатационные расходыДанные статьи затрат можно принять независя-

щими напрямую от объема перевозок, выполняе-мых судном. В сумме с прибылью компании-опера-тора танкера статьи постоянных эксплуатационныхрасходов формируют ставку фрахта.

Ежегодная амортизацияОсновной статьей постоянных расходов являются

амортизационные отчисления, рассчитываемые по



линейной зависимости. Продолжительность срокаслужбы танкеров принимается равной 20 годам, тогдаежегодные отчисления составляют 5 % первоначаль-ной стоимости танкера. Существуют и другие схемыучета стоимости постройки судна [1] (например, рав-номерные выплаты 10,9 % стоимости судна в течение15 лет). Стоимость постройки танкера можно оце-нить из его ледового класса и дедвейта.

Расходы на содержание судна и экипажаДанная статья расходов включает затраты на содер-

жание судна (ремонт и обслуживание судна, включаяпериодическую постановку в док и освидетельствова-ние классификационным обществом; материалы иснабжение; административные расходы) и экипажа.

При оценках ежегодные расходы на содержаниеэкипажа считаются постоянными и составляют по-рядка 1–1,5 млн. долл/ год [1, 2].

Часто при выполнении оценок для танкеров статью«содержание судна» не детализируют и принимаюткак долю стоимости его постройки (порядка 1 %) [2],иногда для учета условий эксплуатации в Арктике этувеличину эмпирически увеличивают в 2 раза [2].

СтрахованиеНаибольшее влияние на размер страховой премии

имеют история компании-оператора, маршрут пла-вания, тип груза, размер убытков, покрываемых по-лисом. Как следствие, страховые ставки значительноварьируют у идентичных типов судов.

Согласно данным страховых компаний при нави-гации в Арктике существуют следующие риски:

– недостаточно развитая инфраструктура, удален-ность и разреженность маршрутов – сложные усло-вия спасения имущества, отсутствие судоремонт-ных мощностей;

– сложные навигационные условия: ледовая обста-новка, туманы, низкая температура, полярная ночь,ограничения по осадке, сильная зависимость отопыта ледовой навигации у экипажа;

– нехватка ледоколов;– сам процесс ледовой проводки: караванное пла-

вание крупнотоннажных судов.Существует два основных вида страхования: 1) Каско для корпуса и механизмов (H&M, Hull and

Machinery), привязанное к стоимости судна;2) страхование ответственности перед третьими

лицами (P&I, Protection and Indemnity), когда стра-ховая премия может быть рассчитана от валовойвместимости судна.

Вследствие специфики рынка информация о ве-личинах премий морских страховщиков являетсязакрытой. Суммарную стоимость страховки можнопринять как долю от стоимости судна или приве-сти к единице дедвейта. Годовую сумму обоихвидов страховых премий оценивают как долю отстоимости судна (0,15–0,34 %). Обсуждается такжепринятие повышающих коэффициентов для стра-хования судов, следующих по СМП, например, ввиде дополнительной ставки 5–10 долл/год за еди-ницу валовой вместимости судна [2, 3]. Вместе стем в случае применения хорошо отработанныхтехнологий управления ледовой обстановкой, без-опасных судов высокого ледового класса страхов-щики допускают использование среднемировыхвеличин страховых премий на маршрутах, прохо-дящих через СМП.

Мощность пропульсивной установкиДля танкеров неледового класса мощность коррели-

рует с дедвейтом, при этом для описания статистиче-ских данных можно использовать степенную зависи-мость для мощности [5, 6]

P ≈ 1,1·Dw0,53. (2)

где Dw – дедвейт танкера, тыс. т.Для оценки мощности двигательных установок

танкеров ледового класса сделаем несколько допу-щений.

Во-первых, будем считать, что ледовый классможно связать с толщиной льда, в котором не ис-ключается движение судна. Например, по прави-лам Российского морского регистра судоходствадля арктических судов ледового класса можно со-поставить толщины преодолеваемого ледяногополя при самостоятельном плавании, движении вразводьях между льдинами и преодолении стыковледяных полей [10, т. 1, ч. II, п.2.2.3.4], (рис. 4).

Во-вторых, предположим, что мощность являетсяфункцией габаритов судна и потенциально преодо-леваемой толщины льда. Введем упрощающее пред-положение, что габариты танкера коррелируют с егодедвейтом. При данных предположениях формуладля оценки ледопроходимости в зависимости от ха-рактерных габаритов судна и толщины льда выгля-дит следующим образом [12]:

P ∝ DwA·hB, (3)



где h – толщина льда, м; A, B – коэффициенты, ко-торые в данном случае могут быть оценены какА ∝ 0,33, В ∝ 1,5.

Мощность двигательных установок танкеров ле-дового класса представим как, например, сумму двухсоставляющих: мощности танкера соответствующе-го дедвейта неледового класса и мощности, необхо-димой для преодоления льдов заданной толщины h

P ≈ 1,1Dw0,53+2h1,5·Dw0,33. (4)

На рис. 5 сопоставлены модельные зависимости ихарактеристики проектных и построенных танкеров.Для наглядности танкеры сгруппированы по классам:неледовые, Arc 4-5, Arc 6-7. Для сравнения приведеныхарактеристики нескольких полярных дизельных иатомных ледоколов (эквивалент «дедвейта» пересчи-

тан из водоизмещения с коэффициентом 0,8). Про-ектируемые танкеры для «Ямал СПГ» будут класси-фицированы Регистром как Arc 7, при этом заложен-ные в проект пропульсивные установки соответ-ствуют ледопроходимости 2,1 м и фактически требо-ваниям по мощности, предъявляемым ледовомуклассу Arc 8.

Стоимость постройки танкераСогласно анализу базы параметров танкеров неле-

дового класса наибольшую корреляцию со стои-мостью судна имеет дедвейт танкера. Ценовая мо-дель постройки танкера имеет степенной вид

Cost ≈ 3,2Dw0,6, (5)

где Cost – стоимость постройки танкера,млн. долл.США.

Для танкеров ледового класса анализ имеющейсябазы показывает, что мощность двигательной уста-новки имеет значимую корреляцию со стоимостью.В данном случае дедвейт танкера и ледовый класссудна входят в стоимость опосредованно, через уве-личение мощности. Имеющаяся база танкеров опи-сывается как степенной, так и линейной зависи-мостью. Для простоты можно принять линейнуюзависимость вида

Cost ≈ 6,5P. (6)

На рис. 6 представлена оценка точности получен-ных стоимостных моделей ледовых и неледовыхтанкеров.

Рис. 4. Соответствие толщины льда арктической ка-тегории судна по данным Российского морского ре-гистра судоходства

Рис. 5. Модельные зависимости мощности двига-тельной установки от дедвейта и ледового классадля основных групп танкеров, фактические пара-метры судов

Рис. 6. Стоимостные модели ледовых и неледовыхтанкеров, выделен 20%-ный коридор погрешности



ЗаключениеПредложенный подход к оценке стоимости пере-

возки углеводородов танкерами с использованиемукрупненных статей затрат предполагает физическиобоснованную взаимосвязь основных параметровсудна и статей затрат с возможностью их верифика-ции и выполнения оценок при минимуме входныхданных.

Основную неопределенность в оценке стоимостивывоза танкерами углеводородов с арктическогошельфа вносят вид, стоимость и фактический рас-ход используемого топлива; скорость движения вольдах; необходимость и стоимость ледокольнойпроводки.

Данные вопросы следует прорабатывать на этапеконцептуальных оценок. Вопрос организации дви-жения во льдах также заслуживает дополнитель-ного изучения. Вероятно, в ближайшем будущем спланируемой постройкой ледоколов нового поко-ления и общим развитием СМП стоимость исхемы ледокольной проводки значительно изме-нятся, а затраты на обеспечение движения во льдахснизятся.

Результаты работы можно использовать для опреде-ления технических и экономических показателей привыполнении концептуальных оценок на этапе об-основания инвестиций или в период разработки ТЭО.


1. Verny J., Grigentin C. Container shipping on the Northern Sea Route// International Journal Production Economics. – 2009. – Vol. 122. – P.107–117.

2. Furuichi M., Otsuka N. Economic feasibility of container, finishedvehicle and LNG transport by Arctic shipping. -PIANC World Con-gress San Francisco, USA, 2014.

3. Oil tanker transportation in the Russian Arctic/ А. Кonygin, S. Ne-khaev, D. Dmitruk [et al.] // IJSTR. – 2015. – Vol. 4:3. – Р. 27–33.

4. Parsons M.G. Ship design and construction: edited by Lamb I.T. –Parametric Design., New York: Society of Naval Architects and MarineEngineers, 2003.

5. Piko G.P. Regression analysis of ship characteristics, Canberra, 1980.

6. Propulsion trends in tankers. – MAN Diesel, Denmark, 2009.

7. Knight K., Mathis I. NED Procedures manual – Deep draft naviga-tion, Appendix H: Vessel Operating Cost Guide, 2010.

8. Ronen D. The effect of oil price on containership speed and fleet size// Journal of the Operational Research Society. – 2011. – Vol. 62. –P. 211-216.

9. Stopford M. Maritime Economics, 2009.

10. Правила классификации и постройки морских судов / Рос-сийский Морской Регистр Судоходства. – СПб, 2015. – 505 с.

11. General terms and conditions including port tariffs, Port of Rotter-dam, 2015.

12. Титов И.А., Климашевский С.Н., Симонов Ю.А. Приближен-ное определение основных характеристик ледоколов и судов ле-дового плавания // Судостроение. – 1996. – № 4. – C. 3.

References1. Verny J., Grigentin C., Container shipping on the Northern Sea Route,International Journal Production Economics, 2009, V. 122,pp. 107–117.

2. Furuichi M., Otsuka N., Economic feasibility of container, finished ve-hicle and LNG transport by Arctic shipping, PIANC World Congress SanFrancisco, USA, 2014.

3. Konygin A., Nekhaev S., Dmitruk D., Sevastyanova K., Kovalev D.,Cherenkov V., Oil tanker transportation in the Russian Arctic, IJSTR,2015, V. 4:3, рр. 27–33.

4. Parsons M.G., Ship design and construction: edited by Lamb I.T., Pa-rametric Design., New York: Society of Naval Architects and MarineEngineers, 2003.

5. Piko G.P., Regression analysis of ship characteristics, Canberra, 1980.

6. Propulsion trends in tankers, MAN Diesel, Denmark, 2009.

7. Knight K., Mathis I., NED Procedures manual – Deep draft naviga-tion, Appendix H: Vessel Operating Cost Guide, 2010.

8. Ronen D., The effect of oil price on containership speed and fleet size,Journal of the Operational Research Society, 2011, V. 62, pp. 211-216.

9. Stopford M., Maritime Economics, 2009.

10. Pravila klassifikatsii i postroyki morskikh sudov (Terms of classificationand construction of sea vessels) in Rossiyskiy Morskoy Registr Sudokhod-stva (Russian Maritime Register of Shipping), St. Peterburg, 2015, 505 p.

11. General terms and conditions including port tariffs, Port of Rotter-dam, 2015.

12. Titov I.A., Klimashevskiy S.N., Simonov Yu.A., Sudostroenie, 1996,no. 4, p. 3.


Facilities optimization as an element of costmanagement in the oil & gas field development

G.G. Gilaev, O.V. Gladunov (Samaraneftegas JSC, RF, Samara),

A.F. Ismagilov, A.V. Grishagin, A.N. Gurov

(SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara),

A.A. Kaverin (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

The article describes measures for cutting construction costs focusing onreasonable material savings. It leads to a reduction in the scope of worktaking into account optimized surface facilities for collection of oil wellproducts.

Prospects of under-gas-cap heavy oil rim development

N.N. Ivantsov, A.A. Gilderman, A.O. Gordeev

(TNNC LLC, RF, Tyumen),

L.A. Gaydukov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

The main problems and specifics of under-gas-cap heavy oil rimdevelopment are considered on the example of Van-Egan field. Complexapproach to their development is proposed which significantly increasesprobability of successful commercial exploitation of these objects.

Case study: seismic data interpretation on the Verkhnechonsky field as basis of constantlyworking geological model

V.V. Ivanyuk, M.V. Lebedev, M.Yu. Shapovalov (TNNC LLC, RF, Tyumen)

3D seismic surveys carried out in the field in 2008-2011 made it possibleto trace the geological features of the cross-section which could not beseen from 2D materials. This paper describes the tectonics and magmaticfeatures; circle anomalies and their material composition at the upperparts of the basement; as well as structural features of Osinsky Formation.An innovative seismic inversion method was developed for theacoustically contrast layer a special case of which being the Vendianterrigenous complex of the Siberian platform. This allowed predictingporosity and permeability properties of the target terrigenous reservoirs,which, in turn resulted in a qualitatively new geological model of the field,which became the basis for planning efficient development and makingmanagement decisions.

Gas production optimization for two fields based on integrated model

M.S. Karmazin, A.Yu. Yushkov, S.V. Buchinskiy

(TNNC LCC, RF, Tyumen)

This article describes how to build an integrated model of two fields inorder to optimize gas production. It also describes how to find an optimalgas production ratio between the two fields producing into a singlecollection point, and the basic details and system limitations in carryingout this type of work. The result will be a tool that allows to solveoptimization tasks.

Оптимизация состава сооружений как элементуправления затратами при обустройстве нефтяныхместорождений

Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов (АО «Самаранефтегаз»),

А.Ф. Исмагилов, А.В. Гришагин, А.Н. Гуров

(ООО «СамараНИПИнефть»),

А.А. Каверин, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Рассмотрены вопросы снижения затрат на строительство за счетобоснованного сокращения количества материалов и соответ-ственного уменьшения объемов работ с учетом оптимизации со-става сооружений объектов наземного обустройства в части сборапродукции нефтяных скважин.

Перспективы вовлечения в разработку тонкихподгазовых оторочек высоковязкой нефти

Н.Н. Иванцов, А.А. Гильдерман, А.О. Гордеев (ООО «ТННЦ»),

Л.А. Гайдуков (ОАО «НК «Роснефть»)

Рассмотрены основные проблемы и особенности разработки тон-ких подгазовых оторочек высоковязкой нефти на примере Ван-Еганского месторождения. Предложен комплексный подход к ихразработке, который значительно повышает вероятность коммер-чески успешной эксплуатации данных объектов.

Опыт интерпретации сейсмических данныхВерхнечонского месторождения как основапостоянно действующей модели

В.В. Иванюк, М.В. Лебедев, М.Ю. Шаповалов (ООО «ТННЦ»)

Сейсморазведка 3D, проведенная на месторождении в 2008–2011 гг.,дала возможность проследить геологические особенности разреза,принципиально не выявляемые по данным 2D наблюдений. Рас-смотрены особенности тектоники и магматизма; кольцевые анома-лии и их вещественный состав в верхах фундамента; особенностистроения осинского пласта. Разработана инновационная методикасейсмической инверсии для акустически контрастного слоя, част-ным случаем которого является вендский терригенный комплексСибирской платформы. Выполнен прогноз фильтрационно-ем-костных свойств целевых терригенных пластов. Создана качествен-но новая геологическая модель месторождения, ставшая основойдля планирования эффективной разработки и принятия управлен-ческих решений.

Оптимизация добычи газа с двух месторождений на основе интегрированной модели

М.С. Кармазин, А.Ю. Юшков, С.В. Бучинский (ООО «ТННЦ»)

Рассмотрено создание интегрированной модели двух месторожде-ний для оптимизации добычи газа. Представлены основные прин-ципы поиска оптимального соотношения добычи газа междудвумя месторождениями, работающими в одну точку сбора, атакже основные аспекты и ограничения системы для проведенияданной работы. Результатом является инструмент, позволяющийрешать оптимизационные задачи.

Рефераты Выпуск 40 (июль-сентябрь 2015 г.)


Опытно-промышленная разработка туронскойгазовой залежи Харампурского месторождения

А.Н. Киселев, С.В. Бучинский, А.Ю. Юшков, И.И. Белов (ООО «ТННЦ»),

Ф.Н. Нигматуллин, Р.М. Муртазин, Р.Р. Исламов

(ООО «РН-УфаНИПИнефть»),

В.Н. Суртаев, О.А. Лознюк (ОАО «НК «Роснефть»)

В настоящее время большинство разрабатываемых крупных место-рождений газа Западной Сибири вошло в стадию падающей добы-чи. В таких условиях все большую актуальность приобретает задачаосвоения газового потенциала трудноизвлекаемых запасов турон-ских отложений, разработка которых с применением традиционныхподходов экономически и технологически неэффективна. Выборперспективных типов заканчивания скважин на период опытно-промышленной разработки туронской залежи Харампурского ме-сторождения осуществлен путем многовариантных расчетов пока-зателей разработки на секторной гидродинамической модели и ихпоследующей оценки в условиях текущих технико-экономическихпредпосылок. Результаты реализации опытно-промышленныхработ будут положены в основу планирования полномасштабногоосвоения запасов газа туронских залежей Западной Сибири.

Основы петрофизической модели Русскогоместорождения

А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков (ООО «ТННЦ»)

Рассмотрены специальные подходы к анализу керновой и каротаж-ной информации для тонкослоистых коллекторов. Большое внима-ние уделено достоверному определению доли проницаемых про-слоев и восстановлению их истинных свойств по результатам интер-претации данных геофизических исследований скважин. Выполненаоценка фильтрационно-емкостных свойств разрезов скважин Рус-ского месторождения с учетом их тонкослоистой природы. Приве-дена оценка изменения линейных запасов углеводородов по скважи-нам Русского месторождения в сравнении с классическим подходомк интерпретации изучаемых отложений.

Организация дистанционного обучениямедицинского персонала здравпунктов стандартам экстренной медицинской помощи на догоспитальном этапе

Е.Ю. Мамонова, В.М. Леванов (ОАО «НК «Роснефть»),

О.А. Косолапов (ГБОУ ВПО «Нижегородская гос. медицинская

академия» Минздрава России)

Представлен опыт применения телемедицинских методов для ор-ганизации системы дистанционных тренингов по обучению меди-цинского персонала современным методам оказания экстренноймедицинской помощи. Тренинги проведены в форме многоточеч-ных сеансов видеоконференцсвязи, организованной из аудиторииОАО «НК «Роснефть» со здравпунктами, обслуживающими до-черние общества компании. Эффективность использования дис-танционных технологий обусловлена возможностью обучения ме-дицинского персонала удаленных здравпунктов без отрыва оттрудовой деятельности, привлечения высококвалифицированныхпреподавательских кадров, снижения затрат, связанных с коман-дировочными расходами, внедрения единых современных стан-дартов медицинской помощи.

Pilot development of Turonian low-permeability gasreservoirs of the Kharampurskoye field

A.N. Kiselyov, S.V. Buchinskiy, A.Yu. Yushkov, I.I. Belov

(TNNC LLC, RF, Tyumen),

F.N. Nigmatullin, R.M. Murtazin, R.R. Islamov

(UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa),

V.N. Surtaev, O.A. Loznyuk (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

Currently, most of the major operated gas fields in Western Siberia havereached the stage of declining production. Under such conditions, the taskof development of Turonian hard-to-recover gas potential becomes all themore urgent, since the conventional approaches are uneconomic andtechnologically ineffective. The advanced types of well completionswithin a pilot project on Turonian deposits of Kharampurskoye Fieldwere selected by multivariate runs of development indicators on a sectorflow simulation model followed by evaluation thereof in the context ofcurrent technical and economic assumptions. The results of the pilotproject will be the basis for planning a full-scale development of Turoniangas reserves in Western Siberia.

Basis of petrophysical model of the oilfield Russkoye

A.V. Malshakov, I.O. Oshnyakov (TNNC LLC, RF, Tyumen)

This paper describes specific approaches to the analysis of core and logdata for thin-bed reservoirs. A lot of attention was paid to the reliabledetermination of the proportion of permeable layers and the restorationof their true properties in compliance with the results of interpretation ofgeophysical well logging data. The estimation of reservoir properties ofwell sections of the oilfield Russkoye was performed in the view of theirthin-bed nature. The assessment of changes in stock tank oil in place inwells of Russkoye oilfield in comparison to the classical approach to theinterpretation of the surveyed deposits.

The organization of remote training of the health centersmedical personnel to standards of emergency medicalaid at a pre-hospital stage

E.Yu. Mamonova, V.M. Levanov

(Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),

O.A. Kosolapov (Nizhniy Novgorod State Medical Academy,

Ministry of Health of Russia, RF, Nizhniy Novgorod)

In article experience of telemedical methods application for theorganization of remote trainings system on training the medicalpersonnel is submitted to modern methods of emergency medical aidrendering. Trainings were carried out in the form of multipoint sessionsof the videoconferencing organized from an audience of Rosneft OilCompany OJSC with the health centers serving the enterprises ofSocieties of Group. Efficiency of use of remote technologies is caused byan opportunity of training of the medical personnel of the removedhealth centers without avulsion from labour activity, attraction of thehighly skilled teaching personnel, decrease of the expenses connected totravelling and living expenses, introduction of uniform modern standardsof medical aid.

102

Разработка алгоритмов повышения эффективностидобычи нефти электроцентробежными насосами в условиях ограничения потребляемойэлектроэнергии

В.Г. Михайлов, М.Г. Волков, А.В. Жонин

(ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Разработана методика, позволяющая осуществить перераспределе-ние добычи нефти в группе скважин, оснащенных установкамиэлектроцентробежных насосов (УЭЦН), при ограничении подводи-мой мощности электроэнергии путем изменения режима эксплуа-тации скважин (частоты питающего напряжения), отключенияскважин с высоким энергопотреблением и реализации методов ин-тенсификации добычи нефти (ИДН) на отдельных скважинах. Раз-работаны рекомендации по изменению режима работы каждойскважины, входящей в расчетную группу, обеспечивающие дости-жение максимальной добычи нефти.

Анализ неопределенностей и оценка рисков по технологическим показателям разработкиперспективных залежей и площадей

С.А. Песоцкий, Д.А. Перовский (ООО «ТННЦ»)

Разработан и реализован алгоритм вероятностной оценки показа-телей разработки новых площадей с учетом неопределенностей ста-тического и динамического характера. Полученные результаты ис-пользованы при перспективном планировании объектов промыс-лового обустройства одного из перспективных участков Восточно-го Увата.

Развитие геолого-разведочного проекта в Уватском районе на юге Западной Сибири

В.Г. Сафонов, К.Ю. Зервандо (ООО «ТННЦ»)

Представлены основные результаты геолого-разведочной дея-тельности в пределах Уватского проекта за последние 10 лет. Рас-смотрен опыт применения таких новых методик, как инверсион-ные преобразования и бассейновое моделирование. Показанаэволюция представлений о геологическом строении и региональ-ной нефтеносности Уватского района. Приведена динамика ус-пешности поисково-разведочного бурения и прироста извлекае-мых запасов нефти за 12 лет, отражающая эффективность стра-тегии геологического изучения Уватского проекта, выработаннойна основе изучения опыта проведения геолого-разведочныхработ и их научно-аналитического сопровождения. Этот подходможет быть использован на других крупных проектах компаниина начальной стадии их освоения.

Подходы к оценке затрат на вывоз нефти танкерамиледового класса с месторождений арктическогошельфа

П.А. Тарасов, В.А. Павлов, А.Е. Кравченко (ОАО «НК «Роснефть»),

Т.Э. Мамедов, Б.Р. Лившиц (ООО «АНЦ»),

В.С. Зильбер (ООО «РН-Эксплорейшн»)

Выполнен анализ укрупненной структуры затрат транспортировкиуглеводородов танкерами при эксплуатации в регионе арктическо-го шельфа. В результате анализа существующих проектов танкеровледового класса предложены корреляционные зависимости дляоценки основных характеристик судна и способов расчета статейзатрат на вывоз углеводородов в условиях минимума информации.

Development of algorithms for improve the efficiency of oil production using electric submersible pumps in conditions of limited electric power

V.G. Mikhaylov, M.G. Volkov, A.V. Zhonin

(RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa)

The authors proposed a technique for the redistribution of productionwithin the group oil wells equipped with electrical submersible pumps(ESP) by changing the mode of operation of wells (frequency voltage),shutting in of wells with high power consumption and implementingintensification of single well oil production, when power input is limited.Recommendations are given for changing the operating mode of eachwell forming a part of the groups. These operations give a possibility toachieve the maximum oil production.

Uncertainty analysis and risk evaluation in hydrocarbonproduction for new areas during exploration and pilotproduction stages

S.A. Pesotskiy, D.A. Perovskiy (TNNC LLC, RF, Tyumen)

An algorithm for probabilistic forecasting of hydrocarbon production fornew areas taking into account static and dynamic uncertainties isdeveloped and applied. The results were used in field facilities planningfor one of new East Uvat prospective oil areas.

Development of exploration project in the Uvat Area,south of Western Siberia

V.G. Safonov, K.Y. Zervando (TNNC LLC, RF, Tyumen)

The article demonstrates the main results of exploration activities withinthe Uvat project in the last 10 years. The experience of application of thenew techniques such as inversion and basin modeling is described. Theevolution of ideas about geology and regional petroleum potential ofUvat area is also described. The profile of successful E&A drilling andgrowth of recoverable oil reserves in 12 years is given, which reflects theefficiency of the geological study strategy for the Uvat project generatedby studying the results of exploration activities and scientific andanalytical support. This approach can be used on other major projects ofthe company at an early stage of their development.

Approaches to estimating cost of oil transportation by ice-class tankers from Arctic oilfields

P.A. Tarasov, V.A. Pavlov, A.E. Kravchenko

(Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),

T.E. Mamedov, B.R. Livshyts (ARC LLC, RF, Moscow),

V.S. Zilber (RN-Exploration LLC, RF, Moscow)

The paper presents an analysis of an enlarged cost structure of oiltransportation by ice-classed tankers in the Arctic. Based on the analysisof existing projects of ice-classed tankers some correlation dependencesare suggested to be used for key vessel parameters evaluations and costscalculation for oil transportation when minimum information available.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 3’2015


Опыт разбуривания Усть-Тегусского месторожденияв условиях высокой неопределенностигеологического строения

А.П. Шиляев (ООО «ТННЦ»),

В.А. Закиркин (ООО «РН-Уватнефтегаз»)

Продуктивность значительной части месторождений ООО «РН-Уват-нефтегаз» связана с трудноизвлекаемыми запасами нефти тюменскойсвиты. Геологическое строение этих отложений на территории Уват-ского проекта осложнено выступами фундамента и резкой изменчи-востью свойств коллектора по площади. На примере Усть-Тегусскогоместорождения продемонстрирована высокая значимость геологиче-ского сопровождения в осложненных условиях при бурении эксплуа-тационного фонда скважин. Анализ и своевременные рекомендациипо корректировке стратегии разработки новых участков месторожде-ния с учетом полученных данных о строении залежей позволяют пред-приятию поддерживать высокую эффективность проекта.

История развития петрофизической моделиверхнечонского горизонта

Н.В. Щетинина, Я.И. Гильманов, Д.А. Анурьев,

Е.С. Бусуек (ООО «ТННЦ»)

На примере Верхнечонского месторожения показано развитие пет-рофизического обеспечения засолоненных коллекторов на протя-жении почти 40 лет. Выполнен анализ изученности пласта на каж-дом этапе, в результате чего выявлены проблемы оценки его фильт-рационно-емкостных параметров и предложены пути решения какрезультат активной позиции недропользователя и деятельностибольшого числа исследователей, проектных институтов и про-изводственных организаций, которые были успешно аккумулиро-ваны и дополнены специалистами ООО «ТННЦ». Показано, каквнедрение комплексного подхода к изучению керна и оптимально-го комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) с обес-печением метрологического контроля позволило пересмотретьпетрофизическую модель верхнечонского горизонта в целом, про-гнозировать засолонение порового пространства пласта Вч, повы-сить точность оценки пористости и водонасыщенности, улучшитьмодель проницаемости. На примере развития петрофизическоймодели верхнечонского горизонта показано, что успешное развитиекрупных проектов компании требует создания междисциплинар-ных групп, состоящих из представителей различных направлений.Показана важность изучения опыта предшественников, а также не-обходимость выработки новых подходов.

Создание пилотного петрофизического проекта и использование современных подходов в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

Н.В. Щетинина, С.А. Ященко, А.В. Хабаров, к.т.н. (ООО «ТННЦ»)

Показан пример создания пилотного проекта, в основу которогоположено использование в ООО «Тюменский нефтяной научныйцентр» ряда современных подходов: процедуры деконволюциигамма-гамма плотностного каротажа, обработка данных ядерно-магнитного каротажа, построение литологической модели про-ницаемости, капиллярной модели насыщенности, автоматизацияпроцессов с помощью скриптов и рабочих процессов. Особоевнимание уделено разработке единых шаблонов и стандартоввнутри компании, внедрению системы оценки качества материа-лов геофизических исследований скважин, которые обеспечилисущественную экономию времени при изменении дальнейшейстратегии бурения, снижение геологических рисков, позволили закороткий срок значительно улучшить качество поступающей ин-формации, а также эффективно управлять разработкой и развед-кой месторождений.

Practice of drilling at Ust-Tegusskoye field in conditions of high uncertainty of the geological structure

A.P. Shilyaev (TNNC LLC, RF, Tyumen),

V.A. Zakirin (Uvatneftegas LLC, RF, Tyumen)

Majority of Uvatneftegas oil fields contain hard-to-recover reserves of theTyumen suite. Their geological structure is characterized by basementhighs and lateral discontinuity of reservoir properties. The articlehighlights the critical importance of geological support in complexdrilling conditions on a case study of Ust-Tegusskoe oil field. Highefficiency of Uvat project is ensured by analysis and forehandedadjustments of field development strategy based on up-to-date data fromdrilled wells.

History of petrophysical model evolution,Verkhnechonsky horizon

N.V. Schetinina, Ya.I. Gilmanov, D.A. Anuryev, E.S. Busuek

(TNNC LLC, RF, Tyumen)

The case study of Verkhnechonskoye field shows the evolution ofpetrophysical support of saline reservoirs evaluation for nearly fortyyears. The reservoir knowledge at each stage was analyzed, which revealedthe challenges in the evaluation of reservoir porosity and permeabilityparameters and suggested the solutions, as a result of pro-active attitudeof the operator and the efforts of researchers, design institutes, andproduction organizations, which were successfully accumulated andenlarged by TPRC specialists. The article demonstrates how thecomprehensive core analysis and optimum well logging suite withmetrological control allowed to revise the petrophysical model, predictthe pore space salinization, improve the accuracy of porosity and watersaturation estimation, and improve the permeability model. Thepetrophysical model of the VCh horizon demonstrates that the successfuldevelopment of the Company’s major projects requires the formation ofmultidisciplinary teams consisting of experts in different disciplines. Theimportance of studying the lessons learned as well as the need to developnew approaches is highlighted.

Generation of petrophysical pilot project and usingstate-of-the-art approaches in Tyumen petroleumresearch center

N.V. Shchetinina, S.A. Yashchenko, А.V. Khabarov

(TNNC LCC, RF, Tyumen)

The article presents an example of generating a pilot project that is basedon a number of state-of-the-art approaches. Those are deconvolution ofbulk density, NMR data processing, building of permeability lithologicalmodel, saturation capillary model, automatization by means of scriptsand workflows in Tyumen petroleum research center. A special attentionis given to development of single templates and standard in the company,to implementation of fundamentally new system to evaluate logging datathat allowed saving a significant amount of time while changing thefurther drilling strategy and mitigating the geological risks. It alsoallowed improving the quality of incoming information over short timeperiod and also to manage field’s development and appraisal.

О возможностях оптимизации классовизносоустойчивости электроцентробежных насосовна месторождениях ОАО «Оренбургнефть»

С.Б. Якимов (ОАО «НК «Роснефть»)

Приведены результаты исследований состава выносимых частиц вдобываемой из карбонатных и терригенных коллекторов жидкости,а также концентрации растворенных агрессивных газов по скважи-нам, эксплуатируемым ОАО «Оренбургнефть». Выполнена оценкасклонности вод к отложению карбоната кальция и сульфата каль-ция. С использованием методов, применяемых зарубежными ком-паниями, построена зависимость индекса агрессивности выноси-мых частиц от концентрации абразивных минералов. Выделены че-тыре области с различной вероятностью абразивного износа элек-троцентробежных насосов (ЭЦН). Рассмотрены оптимальные ма-териалы рабочих колес и направляющих аппаратов, а также кон-струкции ЭЦН для условий эксплуатации скважин на месторожде-ниях ОАО «Оренбургнефть». На основании анализа с целью сниже-ния затрат на эксплуатацию скважин предложены пути оптимиза-ции ЭЦН по классам их износоустойчивости. Проведенные иссле-дования состава выносимых добываемыми водами частиц выявиливысокое содержание смолистоасфальтеновых образований. Эффек-тивная защита ЭЦН от механических примесей с использованиемфильтров затруднена из-за высокой вероятности их засорения смо-листоасфальтеновыми частицами. Для повышения эффективностизащиты оборудования рекомендовано использовать пескоуловиле-ли (десендеры).

Особенности сейсмогеологической моделисложнопостроенной залежи Русскогоместорождения

Н.В. Янкова, И.А. Копысова (ООО «ТННЦ»)

Рассмотрен один из методов исследования отложений сложнопо-строенных залежей с целью детализации строения продуктивныхпластов и выделения зон с заданными значениями вероятностиналичия коллектора, благоприятных для заложения горизонталь-ных скважин.


Potential optimization of ESP wear resistance class at Orenburgneft JSC fields

S.B. Yakimov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

The article cites analysis data of particles' composition in the fluidproduced from carbonate and terrigenous reservoirs, and analysis data ofdissolved corrosive gases concentration in wells operated byOrenburgneft JSC. Water tendency was evaluated of calcium carbonateand sulfate scale buildup. Produced particles corrosiveness index wasplotted versus concentration of produced abrasive minerals, using themethods applied by foreign companies, and on this basis four areas wereidentified with different probability of ESP abrasive wear. Optimalmaterials for working wheels and guide apparatus were reviewed as wellas ESP design for operation in Orenburgneft JSC fields. Based on theanalysis and in order to reduce well operation costs ESP optimizationoptions were offered by their wear resistance class. The analysis of solidsproduced with water demonstrated high concentration of asphalticresinous components. Efficient filter protection of ESP from solids iscomplicated by high probability of their plugging with asphaltic resinousparticles. In order to improve the efficiency of equipment protection it isrecommended that desanders should be used.

Features of geoseismic modeling of Russkoye fieldcomplex deposit

N.V. Yankova, I.A. Kopysova (TNNC LLC, RF, Tyumen)

The article describes one of the methods for the analysis of complexreservoirs aimed at detailed description of pay zones and determinationof zones favorable for horizontal wells placement based on probabilitycube values.

ООО «Тюменский нефтяной научный центр» – 15 …...ООО...

Documents