автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Рациональная разработка уникальных нефтегазоконденсатных залежей в карбонатных коллекторах

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

( ВНИИГАЗ )

ВОЛГОГРАДСКИЙ НАУЧНО- ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ( ВолгоградНИПИНефть )

РГК ОД-

1 5 Д1:К №6 На правах рукописи

Перепеличенко Василий Федорович

УДК 622.276.1/4:552.54

РАЦИОНАЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА УНИКАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений"

ДИССЕРТАЦИЯ

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 1996

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

( ВНИИГАЗ )

ВОЛГОГРАДСКИЙ НАУЧНО- ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ( ВолгоградНИПИНефть )

На правах рукописи

Перепеличенко Василий Федорович

УДК 622.276.1/4:552.54

РАЦИОНАЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА УНИКАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений"

ДИССЕРТАЦИЯ

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 1996

Официальные оппоненты: акад. АЕН РФ, д.т.н., проф. P.M. Тер-Саркисов (ВНИИГАЗ) д.т.н., проф. В.В. Савченко (ГАНГ) акад. АЕН РФ, д. т.н., проф. Э.М. Халимов (ИГиРГИ)

Ведущее предприятие "Оренбурггазпром"

Защита состоится ^^Q^c^dJ/^e^ 1996 г. в 13ч.30мин. на заседании диссертационного совета Д.070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

Диссертация в виде научного доклада разослана

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Д.Г.-М.Н.

Н.Н. Соловьев

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Уникальные нефтегазоконденсатные залежи отличаются от других залежей углеводородного сырья геометрическими размерами, запасами, неповторимостью состава, многообразием характерных, присущих только им природных признаков и условий, что затрудняет применение к ним типовых методик по оптимизации разработки и всегда обусловливает необходимость индивидуального подхода к каждому такому объекту.

Предпосылки комплексного использования сырья этих месторождений должны создаваться уже на этапе разведки месторождений. Необходимо прогнозировать компонентный состав сырья в объеме пласта-коллектора и во времени, утилизировать все полезные компоненты, использование которых экономически целесообразно. Для этого приходится привлекать широкий комплекс геологических, геофизических, геохимических, гидродинамических, математических исследований, экономических оценок, направленных на полную экологическую безопасность.

Использование математических моделей, а также различных методов прогнозирования с применением ЭВМ становится необходимым при проектировании и управлении процессами рациональной разработки уникальных нефтегазоконденсатных залежей.

Эксплуатация таких залежей требует специального обустройства месторождений, начиная от технических средств контроля за основными технологическими параметрами процесса разработки и кончая созданием установок для получения продуктов заданных кондиций.

Решению проблем разработки Оренбургского, Карачага-накского, Тенгизского, Астраханского и других нефтегазоконденсатных месторождений посвящен настоящий доклад.

Це л ь: создание методических основ проектирования разработки уникальных нефтегазоконденсатных месторождений, обеспечивающих максимальную рентабельную компонентоот-дачу.

Основные задачи:

1. Обобщение опыта и создание методических основ проектирования и анализа разработки уникальных нефтегазокон-денсатных месторождений.

2. Исследование и прогнозирование распределения состава сырья в объеме пласта-коллектора.

3. Постановка задач и создание эффективных алгоритмов и программ расчета трехмерной многокомпонентной фильтрации флюида в пористой среде.

4. Создание рациональных решений по управлению разработкой месторождений.

Методы решения поставленных задач:

1. Анализ фактических результатов реализации проектных решений по разработке Оренбургского, Карачаганакского, Астраханского, Тенгизского и других месторождений.

2. Прогноз состава и его фазового поведения в объеме пласта-коллектора.

3. Математическое моделирование фильтрации пластовых флюидов в пористой среде.

4. Проектирование технологических процессов разработки и переработки добываемого сырья.

5. Экономический анализ вариантов разработки уникальных нефтегазоконденсатных месторождений в современных условиях с учетом экологических ограничений.

Научная новизна

1. Выявлены закономерности изменения состава сырья в объеме пласта-коллекгора.

2. Обоснованы критерии разработки уникальных нефтегазоконденсатных месторождений на истощение и с поддержанием пластового давления.

3. Создана методика расчетов трехмерной многокомпонентной фильтрации.

4. Разработана методика освоения отдельных участков уникальных месторождений.

5. Предложены методы опытно-промышленной отработки новых технологий на участках уникальных месторождений и их сателлитах.

6. Разработана экономическая и экологическая стратегия освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений.

Практическая ценность

Разработанные методы и технологические приемы позволяют:

1. Определить стратегию освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений.

2. Определить необходимый комплекс исследовательских работ для обоснования технологии разработки.

3. Получить достоверный прогноз состава и свойств добываемого сырья.

4. Выявить рациональные направления разработки месторождений на основе модельных расчетов трехмерной многокомпонентной фильтрации.

5. Определить экономическую целесообразность освоения отдельных участков уникальных нефтегазоконденсатных месторождений при экологических ограничениях.

Реализация результатов работ в промышленности

Полученные автором закономерности распределения состава сырья использованы при проектировании и реализации технологических схем разработки уникальных нефтегазоконденсатных месторождений ( Оренбургского, Карачаганакского, Тенгизского, Королевского, Астраханского и др.)

В Проекте разработки Копанского месторождения реализованы идеи по созданию промышленных полигонов, позволяющих получить данные для повышения эффективности и рентабельной компонентоотдачи уникальных нефтегазоконденсатных залежей.

Методические подходы к контролю добываемого сырья применялись при анализе разработки и составлении проектных документов по Оренбургскому месторождению.

Полученное автором распределение состава сырья в Прикаспийской впадине использовано в Технико-экономических

обоснованиях освоения ресурсов Волгоградской, Саратовской областей и республики Калмыкия с привлечением фирм "Эльф-Акитен", "Деминекс", "Хенде".

Методика экономической оценки эффективности освоения ресурсов нефти и газа использована при подготовке контрактов с иностранными фирмами "Эльф-Акитен", "Деминекс", "Хенде".

Проектные документы по разработке Вуктыльского, Оренбургского, Карачаганакского, Тенгизского и Астраханского месторождений составлены на базе математических моделей автора.

Апробация работы

Результаты работ докладывались и обсуждались на: оперативных совещаниях предприятий Миннефтепрома, Мингазпрома, Госплана, РАО "Газпром", Комигазпрома, Тю-меньгазпрома, Надымгазпрома, Оренбурггазпрома, Астра-ханьгазпрома, Казахгазпрома, Тенгизнефтегаза, Нижне-волжскнефти и других организаций (1970-1996 гг.);

научно-практической конференции "Оптимальные методы разработки сероводородсодержащих месторождений газа" (Ашхабад, 1986 г.);

региональной научно-практической конференции "Проблемы комплексного освоения Астраханского газокон-денсатного месторождения" (Астрахань, 1987 г.);

международной конференции "Разработка газоконденсат-ных месторождений" (Краснодар, 1990 г.);

семинаре "Теория и практика исследования пластовых флюидов, скважин и пластов при высоких термобарических параметрах" (Волгоград, 1991 г.);

международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, 1992 г.);

межрегиональной научно-практической конференции "Проблемы охраны здоровья и социальные аспекты освоения газовых месторождений России" (Астрахань, 1993 г.);

55-й, 56-й, 57-й, 58-й конференциях Европейской ассоциации геологов и инженеров-нефтяников (ЕАЕО) - (Париж, 1993

г., Ставангер, 1994 г.; Глазго, 1995 г.; Амстердам, 1996 г.), на второй конференции AAPG/SVG (Каракас, 1996 г.);

научно-технических совещаниях фирм "Эльф-Акитен" (Париж, 1990-1992 гг.), "Амоко" (Хьюстон, 1995 г.), "Шеврон" (Лос-Анджелес, 1995 г.), "Деминекс" Рссен, 1990, 1993 гг.).

Положения диссертационной работы изложены в 97 печатных работах, в т.ч.: в 2 монографиях, 14 брошюрах, 8 изобретениях.

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ РАССМАТРИВАЕМЫХ УНИКАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Рассматриваются уникальные нефтегазоконденсатные залежи в карбонатных коллекторах значительной толщины, подстилаемые подошвенной водой:

имеющие запасы нескольких компонентов сырья, соответствующие по классификации ГКЗ РФ уникальным;

содержащие сырье с изменяющимся в объеме резервуара составом;

содержащие сырье с агрессивными и неуглеводородными компонентами ( сероводород, меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и др.);

несущие повышенную отрицательную экологическую нагрузку на окружающую среду при разработке.

Такой подход объединяет широкий круг залежей минерального сырья, содержащих жидкие и газообразные углеводородные и неуглеводородные компоненты.

Вопросами разработки уникальных нефтегазоконден-сатных месторождений занимались видные ученые и практики нефтегазовой отрасли: Абасов М.Т., Баишев Б.Т., Басниев К.С., Васильев В.Г., Вяхирев Р.И., Гереш П.А., Горбунов А.Т., Гриценко А.И., Динков В.А., Желтов Ю.В., Зайцев Ю.В., За-киров С.Н., Зотов Г.А., Коротаев Ю.П., Крылов А.П., Мар-гулов Р.Д., Мирзаджанзаде А.Х., Оруджев С.А., Пантелеев A.C., Резуненко В.И., Ремизов В.В., Савченко В.В., Сазонов Б.Ф., Степанов Н.Г., Сургучев М.Л., Тер-Саркисов P.M.,

Участкин Ю.В., Халимов Э.М., Шмыгля П.Т., Швец В.А., Щугорев В.Д. и др.

Освоение уникальных нефтегазоконденсатных залежей существенно изменяет социально-экономическую ситуацию в регионах их расположения, поэтому очень велика цена принимаемых решений. Задержка освоения этих месторождений в условиях неполноты информации также отрицательно сказывается на развитие региона.

В условиях рыночных отношений указанные проблемы должны ставиться как комплексная задача рентабельной безопасной добычи сырья, его переработки и реализации конечных продуктов.

В ходе разработки соотношения компонентов в извлекаемом сырье существенно изменяются. На процесс влияет значительное число факторов (исходный состав, давление, температура, темпы добычи, системы размещения скважин и вскрытия продуктивной части залежи, методы разработки и др.).

При этом задача достижения максимальной рентабельной компонентоотдачи нередко противоречит интересам недропользователя, хотя она должна остаться одной из ключевых целей при выборе стратегии разработки.

Уникальные нефтегазоконденсатные залежи в карбонатных коллекторах, представителями которых являются Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское, Тенгизское и другие месторождения, характеризуются значительной глубиной залегания, приурочены к карбонатным отложениям со сложным геологическим строением, с большим этажом нефтегазоносное™, как правило, с аномально высокими пластовыми давлениями, и реже - с высокой температурой (табл.1) /3,4,19,40/.

В карбонатных массивах с низкой проницаемостью трещи-новатость объединяет различные участки (блоки) в единый резервуар. С одной стороны, это позволяет подходить к разработке месторождений с такими коллекторами как к единым массивным залежам. В то же время это обстоятельство усложняет процесс разработки в силу неравномерного (прерывисто-зонального) развития трещиноватости, требуя детального ее изучения по площади и разрезу каждого месторождения /39/.

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика уникальных нефтегазо-конденсатных месторождений в карбонатных коллекторах

Основные Тенгиз- Астрахан- Карачага- Оренбург -

характеристики ское ское - накское ское

Стратиграфиче- ВЗ-С2 С2 С1 -Р1 С2-Р1

ский диапазон

продуктивных

отложений

Породы - кол- Извест- Извест- Извест- Известняки

лекторы няки няки няки доломиты

Размеры, км 26x31 110x35 30 х 15 120x28

Минимальная

глубина кровли

продуктивных

отложений, м 3800 3800 3600 1400

Давления, МПа:

- пластовое 81-89 60,9-61,6 54,0 - 62,0 19,7-20,7

- фазового пере-

хода 27 27-33 36-43 19,7 - 20,7

Пластовая тем-

пература, °С 90-120 102-128 76-92 28-35

Разведанный

этаж нефтенос-

ности, м 1600 220 1600 520

Глубина ВНК и

ГВК, м не вскрыт 4050-4120 5130-5160 1723- 1756

Остаточная во-

донасыщенность,

%, не более 8 10 5 35

Тип ловушки и тектоно- структур- тектоно- структурная

фациальный тип седимен- ная (анти- седимен - (антикли-

отложений тацион- клиналь- тацион- нальная),

ная, ри- ная), слоис- ная рифо- слоистые

фогенные тые мелководно-морские генные мелководно-морские

Системы субгоризонтальных и субвертикальных трещин наблюдаются во всех изученных автором природных резервуарах. Например, на Астраханском месторождении практически по всему продуктивному разрезу отмечается две системы пересекающихся трещин. Имеются также открытые вертикальные и субгоризонтальные микротрещины.

Содержание компонентов пластового флюида рассмат-риаемых месторождений изменяется в широких пределах как в пространстве (по площади и глубине залежи), так и во времени (в процессе разработки) /4,5,16,17,26,32,39,40/. Изменение состава сырья связано с особенностями формирования залежи, гравитационным разделением компонентов по глубине, взаимодействием отдельных компонентов с остаточными флюидами и поверхностью неоднородной среды пласта-коллектора и другими факторами (рис. 1). В процессе разработки, кроме того, проявляются также такие процессы, как фазовые переходы и, как следствие, изменение фазовых прони-цаемостей. Кислые компоненты снижают давление начала конденсации. Например, при составе сырья, идентичного продукции скв. 32 Астраханская, сероводород и углекислый газ уменьшают давление насыщения на 35 % (рис 2.).

В нефтегазоконденсатных пластах, особенно значительной толщины, различная степень разведанное™ газо- и нефтена-сыщенных зон, отсутствие эффективных технологических решений по совместной добыче газа и нефти приводят к тому, что разработка нефтяных оторочек временно задерживается либо отодвигается на неопределенный срок. По мере снижения пластового давления нефть дегазируется, и добыть ее обычными методами невозможно. Так, Оренбургское и Карачага-накское месторождения введены в разработку с опережающей добычей газа. Такая технология, в лучшем случае, позволяет извлечь не более 10 % балансовых запасов нефти.

Даже при опережающей разработке нефтяных оторочек в естественном режиме нефтеотдача составляет 10-30 % от первоначальных запасов.

Рис. 1- Теоретические зависимости потенциального содержания С5+ в начальной пластовой смеси от силы тяжести (?) и остаточной нефтенасыщенно-сти (2)

г/мг

70

ео-

5(рО

15

20 25 Щт,'/.

-1300 -1Ш -1300 4500 4700 А м

Рис. 2. Фазовые диаграммы пластовой смеси скв. 32 (пунктирные линии) и смеси без кислых компонентов и азота при нормировании суммы углеводородных компонентов до 100 % (сплошные линии):

— давление начала конденсации; С,, Сг — критические точки; Ркр.

г — критические давление и темпе-кр

сатура; г — пластовая температура; ^ ' пл

цифры на кривых — объемное содержание жидкой фазы

Традиционно выбор способа разработки нефтегазокон-денсатных месторождений определялся ведомственной принадлежностью недропользователя. Лишь с началом освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений состав добываемого сырья стал интересовать недропользователя. Примером отхода от традиционных для нефтяной и газовой промышленности стратегических установок явилось создание Оренбургского , Астраханского и Тенгизского нефтегазохими-

ческих комплексов. На них существует зависимость получения конечных продуктов от технологии разработки месторождений. Обеспечение перерабатывающих предприятий сырьем регламентированного состава и качества определяет необходимость детального изучения начального содержания компонентов и его динамики в процессе разработки.

Принципиальным направлением в обеспечении эффективной разработки нефтегазоконденсатных месторождений является повышение информативности методов изучения геологического строения, фильтрации флюида и его взаимодействия с вмещающими породами. Развитие методов и способов определения необходимых параметров является условием для создания достоверного информационного обеспечения при прогнозировании показателей разработки и выборе оптимальных технологических решений.

Особенностью освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений является значительный интервал времени между принятием технологических решений, связанных с размещением и регулированием работы скважин, и их практической реализацией, так как строительство скважин продолжается длительное время. В этой связи повышаются требования к достоверности получения всей информации и возникает необходимость создания банка исходных данных /22,39/.

Вопросы исследований скважин и пластов являются актуальными и наиболее сложными при разработке глубокозале-гающих уникальных нефтегазоконденсатных залежей, когда содержание тяжелых углеводородов возрастает с глубиной / 32, 37, 44/. Достоверность получаемой информации о фильтрационных параметрах пласта и особенностях строения пластовой системы в значительной мере определяется совершенством и обоснованностью применяемой техники и технологии исследований, методов обработки и интерпретации результатов, учитывающих конкретные геолого-промысловые условия месторождений. Так, применяемая технология исследований скважин на Тенгизском месторождении, как и на других глубокоза-легающих подсолевых месторождениях Прикаспийской впадины, не учитывала изменения состава добываемого флюида, гравитационного разделения нефти по стволу скважины и раз-

резу залежи /32,37,44/. Для обычных нефтей с газовым фактором 150-200 м3/т изменением состава в скважине глубиной 1000-2000 м можно пренебречь, т.к. эта и другие характеристики меняются не более чем на 10 %. В то же время, как показано автором, для скважин уникальных месторождений характерно изменение газового фактора по стволу остановленной скважины почти в два раза, что, естественно, приводит к изменениям молекулярного веса, плотности и других характеристик нефти.

Гравитационное разделение смеси по стволу скважины существенно осложняет определение компонентного состава даже в том случае, когда давление превышает давление фазового перехода и смесь однофазна. Так, при работе скважины действие гравитационного поля Земли приводит к изменению во времени состава смеси, получаемой на дневной поверхности. Средний период и амплитуда колебаний состава определяются соотношением скоростей гравитационного разделения смеси и подъема продукции по стволу скважины. При этом наибольшая амплитуда изменения состава добываемой продукции наблюдается при их равенстве, т.е. при малых дебитах. В качестве примера на рис.3 приведены изменения расчетного давления, газового фактора и плотности нефти по стволу скв.17 и 41 Тенгизского месторождения при установлении равновесия /31/. Увеличение дебита скважин приводит к увеличению отношения вышеупомянутых скоростей и уменьшению амплитуды флук-туаций состава продукции /22,31/.

Дискретные отборы проб из работающей скважины либо из сепаратора, как правило, не могут обеспечивать представительность состава сырья месторождения. Точный состав пластовой продукции следует определять при непрерывном контроле состава добываемой продукции в сепарационной установке и последующем осреднении полученных результатов за период времени, после которого ошибка определения искомой величины не выходит за пределы наперед заданной погрешности.

Как показали исследования составов по глубине, для условий скв. 17-Тенгизская плотность и газовый фактор изменяются от 572 до 591 кг/м3 и от 622 до 535 м3/т соответственно в интервале глубин от 4000 до 5200 м. В этом же интервале мо-

лярное содержание компонентов (% ) изменяется в пределах: H2S - от 15,4 до 15,9 ; СОг - от 3,7 до 3,9 ; N2 - от 13,5 до 13,9; СН4 - от 40,3 до 42,8 ; СгНь - от 9,4 до 9,7 /31/.

Рис. 3. Зависимости вычисленных значений давления {1, 2). плотности {1.2) и газового фактора нефти V", 2") по стволу скв. 17 U,t',l") и 41 {2,2.2") Темгизского месторождения от глубины

Из примера видно, что изменение состава флюида по разрезу месторождения необходимо учитывать также при подсчете запасов, проектировании разработки, интерпретации результатов исследования скважин /22/.

Наличие агрессивных компонентов и изменение состава флюида по площади и разрезу месторождения накладывает определенные трудности на контроль выработай запасов и систему обустройства:

1. В силу особой токсичности добываемой из скважин продукции требуется разработка новых методик исследований, а так же новых глубинных приборов для их осуществления.

2. Учет добываемой продукции по осредненному составу приводит к значительным погрешностям. Необходим учет до-

бычи каждого компонента по массе при контроле их баланса на всем протяжении "добыча-переработка". Требуется совершенствование методики, техники и технологии замера добываемого сырья.

3. Различные условия сепарации сырья из-за его изменения по площади залежи, режимов сбора и транспорта необходимо учитывать на стадии разработки проекта обустройства.

4. Для проектирования перерабатывающих производств необходимо прогнозирование и регулирование состава добываемого сырья.

Проведенная автором оценка типа карбонатных пластов-коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин свидетельствует, что продуктивные пласты Астраханского, Тенгизского, Карачаганакского и Оренбургского месторождений по диагностическому критерию проявляют себя как трещиновато-пористая среда. Содержание флюида в пористых блоках матрицы оценивается в среднем величинами от 60 до 95 % от общего пустотного пространства /13,40,45/. Исключение составляет скв.125 Карачаганакского, скв.84, 72 Астраханского, скв.26, 39, 6, 44 Тенгизского месторождений, где по данным их исследований гидродинамическими методами преобладают трещинный и трещинно-кавернозный типы коллекторов.

По результатам анализа промысловых гидродинамических исследований скважин Тенгизского, Карачаганакского и Астраханского месторождений отмечается существенная положительная корреляционная связь между коэффициентами продуктивности скважин, гидропроводности пласта и продуктивностью системы трещин (коэффициент ранговой корреляции Спирмэна равняется 0,8-0,9). Следовательно, продуктивная характеристика пласта определяется пропускной способностью трещин и каверн, развитых в разрезе продуктивной толщи.

Скорость перетока между системами трещин и пористых блоков матрицы зависит от гидродинамической сообщаемости сред с различными фильтрационными свойствами. Параметр времени запаздывания между средами, определенный по данным исследований эксплуатационных скважин методом восстановления давления, для карбонатных пород-коллекторов

Карачаганакского месторождения по величине довольно значителен и колеблется от 3 (скв. 100, 11) до 16 часов (скв. 109). Для продуктивного пласта Астраханского газоконденсат-ного месторождения эта величина изменяется от нескольких до сотен часов. Большая продолжительность времени обменных процессов может свидетельствовать о низкой пьезопровод-ности матрицы карбонатных пород.

В условиях недостаточности и низкой представительности промысловой информации для оценки конечной газо- и кон-денсатоотдачи, прогноза обводнения и выноса пластовой воды, влияния вскрытия пласта на добывные возможности скважин на Оренбургском НГКМ эффективным оказалось применение статистических методов, таких, как дискриминантный анализ Бокса-Хилла, эволюционное моделирование, метод А.В.Копытова и др. /12,22/.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ

Проектирование и анализ рациональной разработки уникальных нефтегазоконденсатных залежей невозможны без вычислительных экспериментов на ЭВМ с использованием трехмерных математических моделей /1,2,24 и др./.

Решение задач трехмерной многофазной фильтрации классическими численными методами не имеет теоретических препятствий, но на практике сопряжено:

с необходимостью большой оперативной памяти и быстродействия ЭВМ (обеспечивающими решение за приемлемое время);

с возможной расходимостью или медленной сходимостью результатов (что необходимо отслеживать в процессе решения).

В конце 60-х годов появились работы, в которых к решению задач фильтрации однофазного флюида в плоской области применялся метод статистических испытаний. Дифференциальное уравнение фильтрации приводилось к системе конечно-разностных, которая решалась с применением метода Монте-Карло. Очевидно, что его использование для решения таких задач не было эффективным. Эти исследования показали лишь возможность получения решения.

Начиная с 70-х годов, под руководством автора исследования в этом направлении были продолжены /33/. Объективными предпосылками являлись следующие положения:

метод Монте-Карло универсален, т.е. применим к решению любых задач, связанных с физическими явлениями;

реализация метода Монте-Карло не ограничивается геометрической формой моделируемого пространства;

заранее можно оценить погрешность решения;

точность решения мало зависит от размерности пространства.

Опыт применения метода Монте-Карло показывает также плодотворность его совмещения с классическими численными методами.

Наиболее полно преимущества метода Монте-Карло проявляются при решении фильтрационных задач для случая трехмерной многофазной фильтрации /8,9,29,39/, однако использование его при решении задач однофазной фильтрации для трехмерных областей большой размерности также эффективно /6,7,22,39/.

Выигрыш во времени счета на ЭВМ получается вследствие того, что на каждом временном шаге расчеты проводятся в одной точке пространства (для одного уравнения), а не во всех, как в классических численных методах /39/.

Развит следующий подход к решению задач одно- и многофазной фильтрации с использованием метода Монте-Карло /39/:

строится явная разностная схема;

с помощью метода дифференциального приближения исследуются свойства аппроксимации, устойчивости разностной схемы;

доказывается сходимость систем разностных уравнений;

с учетом условий устойчивости строится алгоритм решения полученных систем так, чтобы решение имело заданную погрешность.

Процесс неустановившейся фильтрации флюида в пористой среде описывается известным нелинейным дифференциальным уравнением Маскета:

р(Р)к(х,у,г) _ д

--|*гас1 ф ) н--(р(Р)ш(Р)) = Ям, (1)

ц(Р) а

где х,у,х - пространственные координаты; I - время; Р - давление; р(Р) - плотность флюида; ц(Р) - динамический коэффициент вязкости; к(х,у,г) - коэффициент проницаемости; ф(х,у,гД)=Р(х,у,2,0+р§2 - приведенное давление; g - ускорение свободного падения; т(Р) - коэффициент пористости; - массовая плотность источника.

Решение ищется при заданных начальных и граничных условиях.

Трехфазная фильтрация многокомпонентной смеси в неоднородной пористой среде описывается системой уравнений, получающихся подстановкой в уравнение неразрывности для компонента обобщенного закона Дарси:

ккаРаУ - - <Э

<№-Егас! (Ра-РаЕ)] = — 1(тра8Лг)+ХЧаг- (2)

Мое 51 а

где а - номер фазы; г - номер компонента; к, ка - коэффициенты абсолютной и фазовой проницаемости в точке (х,у,г); Ра(х,у,г,1) - давление в фазе а; ра(Ра) - плотность; ЦаСР«) - коэффициент динамической вязкости; ш - коэффициент пористости в точке (х,у,г,); яаг(х,у,гД) - плотность источника по г-му компоненту смеси по фазе а; 1аг - доля компонента г в фазе а. Эта система замыкается соотношениями Х1аГ= 1 ;

г

2Х=1; (3)

а

Р*сф = РКар($а) ,

где Ркар-разность давлений на границе фаз а и Р; а, р, г для трехфазной, трехкомпонентной смеси газа, нефти и воды соответствуют индексации г, н, в.

Считаются известными зависимости

Ра=Ра(Ра) , Ца=М«(Ра) , Ш=Ш(Р) , к=к(Р) , ка=ка(8а) . (4)

Решение ищется при заданных начальных и граничных условиях. Получены, условия устойчивости конечно-разностной схемы.

Подробно построение разностных схем, исследование их свойств приведено в работе /39/.

Естественно, что для расчета однофазной фильтрации можно было обойтись программами для многофазной фильтрации. Однако проведение расчета однофазной фильтрации по специализированным программам значительно эффективней. Для начального периода разработки таких месторождений, как Карачаганакское и Тенгизское, целесообразно решать задачу однофазной фильтрации. Известно, что при больших начальных пластовых давлениях ( более 50 МПа), превышающих давление насыщения, и высоких температурах (более 75 °С) пластовый флюид этих залежей находится в однофазном состоянии (см. табл.1) /21/ .

Автором созданы геолого-математические трехмерные модели рассматриваемых уникальных нефтегазоконденсатных месторождений, что позволило повысить достоверность проектных решений.

При численном моделировании процессов разработки в режиме истощения пластовой энергии для Карачаганакского и Тенгизского месторождений был получен более высокий темп снижения давления в начальный период /29,39/. После отбора 20 % от начальных запасов темп снижения давления уменьшается.

Дальнейшие расчеты многофазной фильтрации для Тенгизского нефтяного месторождения показывают, что при отборе около 20 % запасов пластовое давление в некоторых частях залежи достигнет давления кипения (27 МПа), а при отборе 35 % запасов среднее пластовое давление достигнет давления кипения.

На основании проведенных исследований рекомендовалось разработку Тенгизского нефтяного месторождения после

отбора 20 % запасов осуществлять при "поддержании пластового давления /29/.

На модели Тенгизского месторождения исследовано снижение давления в результате аварийного фонтанирования скв.37-Тенгиз с дебитом 24 тыс.м3/сут /29/. Среднее пластовое давление в результате аварийного выброса практически не изменилось. На отметке минус 3800 м (в верхней части залежи, далеко отстоящей от области дренирования) давление уменьшилось на 0,12 МПа. Наблюдается также его снижение на всей площади предполагаемой отметки водонефтяного контакта (минус 5400 м), достигающее в зоне отбора 0,16 МПа.

Для нахождения распределения давления в окрестности скважины сделан расчет в элементе залежи размером 2000 х 2000 х 200 м. В этом объеме среднее давление падает на 2,1 МПа, на забое скважины - до 66,6 МПа.

Исследована динамика пластового давления для трех способов расположения скважин в залежи: в сводовой части, равномерном расположении в нижней части залежи, на периферии нижней части при трех значениях коэффициента анизотропии: 0,01; 1; 100. Получено, что для среды с преобладанием горизонтальной проницаемости при разбуривании свода нижние интервалы не вовлекаются в разработку. Равномерное расположение забоев скважин в нижних слоях снижает глубину депрес-сионной воронки. Наиболее эффективным является расположение скважин на периферии площади, при вскрытии нижней части разреза /39/.

Исследования динамики пластового давления для двух систем разработки Карачаганакского месторождения - сверху вниз и снизу вверх - показали, что отбор из верхней части залежи сопровождается, во-первых, большим снижением давления в интервалах дренирования, во-вторых, неравномерностью падения давления, обусловленной вскрытием скважин с разными дебитами. Во втором варианте снижение давления более равномерное, чем при расположении скважин в сводовой части /39/.

На модели опытного участка Карачаганакского месторождения проводились вычислительные эксперименты для выявления закономерностей изменения давления при закачке га-

за, идентичного по свойствам сжимаемости пластовому флюиду/41/.

Получено, что влияние нагнетания начинает сказываться на первом - втором годах разработки, в зависимости от удаленности нагнетательных скважин, объема нагнетаемого газа, интервалов закачки. Заметно более интенсивное реагирование давления на отбор и закачку в глубокозалегающих слоях и менее интенсивное - в вышележащих. Последний результат объясняется свойствами пластового флюида с высоким газосодержанием - характером изменения плотности и коэффициента сжимаемости при более высоких давлениях /38/. При первоочередном отборе смеси из верхней части залежи в ней происходит дифференциальна?! конденсация при одновременном процессе контактной - в нижней ее части. Это приведет к увеличению пластовых потерь конденсата.

На модели Астраханского газоконденсатного месторождения проводились вычислительные эксперименты по оценке влияния коллекторских свойств и расположения водонасыщен-ных областей на количество добываемой воды 191. Рассматривался участок опытно-промышленной эксплуатации АГКМ, который разрабатывается в настоящее время.'Объем размером 8000 х 13000 х 570 м был представлен расчетной сеткой 8 х 13 х 19; при этом нижние 210 м имитировали водоносный бассейн. Задавалось расположение 30 эксплуатационных скважин с учетом интервалов вскрытия (перфорации). Согласно геолого-техническим отчетам, ко времени проведения расчетов было добыто около 20 млрд.м3газа и 150 тыс. м3 воды. Начальный темп отбора сырья в разных вариантах расчета колебался от 1 до 8 % запасов участка.

Для варианта повсеместного преобладания горизонтальной проницаемости над вертикальной (коэффициент анизотропии 0,01) вторжение воды в газоносную толщу и добыча ее из скважин отсутствовали.

Моделировалось влияние зоны разлома шириной 1000 м, пересекающей участок, с преобладанием вертикальной проницаемости над горизонтальной в 100 раз. Вторжение воды по разлому в залежь и добыча в небольших объемах способствуют

поддержанию пластового давления и повышению конечной газоотдачи на 5 %.

При моделировании переходной зоны с повышенной во-донасыщенностью (0,5) между газо- и водонасыщенной областями приближение забоев скважин к воде также увеличивает обводненность продукции и замедляет темп снижения пластового давления. Однако расчетные объемы добываемой воды в этих вариантах были намного ниже фактических.

Показатели, близкие к фактическим, были получены после изменения геометрии газоводяного контакта. В одном из вариантов водонасыщенная зона была осложнена разломом с коэффициентом анизотропии, равным 100, и водонасыщенностью 0,5. В другом варианте она была представлена тремя водона-сыщенными блоками, каждый имел размеры 1000 х 1000 х 150 м с водонасыщенностью 0,5. Количество добытой воды к моменту отбора 20 млрд.м3 газа равнялось 120 и 100 тыс.м3 соответственно. Обводненность скважин изменялась от 0,2 до 0,9 %, составляя в среднем 0,6 %.

4. ОСНОВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ

УНИКАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Астраханское газоконденсатное месторождение

Астраханский газохимический комплекс введен в эксплуатацию 31.12.86 г. Его проектная мощность по добыче и переработке сырья составляла 6 млрд.м3/год по газу сепарации /25,34,36/.

В течение первых двух лет показатели разработки соответствовали проектным. В дальнейшем развитие комплекса сдерживалось недостатками в технологии переработки сырья и связанными с ними обострившимися экологическими проблемами.

На текущую дату из 123 скважин, вскрывших продуктивные отложения, действующий фонд составляет 60 скважин. Разбурено менее 30% территории левобережной части место-

рождения. В разработку вовлечено менее 20 % от утвержденных запасов пластового газа.

Часть фонда имеет различного вида неисправности и неполадки в устьевом или глубинном оборудовании. На многих скважинах зафиксировано давление в межколонном пространстве. В нескольких скважинах отмечено смятие колонн в интервалах залегания солей.

Созданные мощности по добыче превышают реальные возможности переработки сырья. Значительная часть капиталовложений в промысловое обустройство заморожена, оборудование стареет, и его надежность для последующей эксплуатации снижается.

Настоятельной необходимостью является в кратчайший срок увеличить добычу сырья, снизить пластовое давление, максимально задействовать пробуренный фонд скважин, не увеличивая объемы выбросов вредных веществ в атмосферу. Противоречивость этих требований приводит к необходимости рассмотрения большого числа вариантов развития комплекса.

Автор попытался найти наиболее целесообразный, экологически безопасный вариант /28/.

Так, сокращение добычи сырья месторождения сводится к консервации и (или) ликвидации скважин при сохранении минимального фонда; сокращению мощностей газоперерабатывающего завода до уровня минимально необходимого на аварийный случай. Преимуществами являются прекращение капиталовложений и резкое сокращение эксплуатационных затрат. К недостаткам следует отнести необходимость продолжения финансирования обеспечения экологической безопасности и трудоустройство персонала.

Замораживание развития комплекса и стабилизация показателей на достигнутом уровне сводятся к приостановке разбу-ривания залежи, прекращению строительства незавершенной части газоперерабатывающего завода, демонтажу частично смонтированного оборудования этой части и его использованию для ремонта существующих установок. Из экологических соображений необходимо подключение всех пробуренных скважин к существующему перерабатывающему заводу. К преимуществам относится сокращение текущих капиталовложений

на бурение скважин, к недостаткам - сохранение высокого уровня эксплуатационных затрат на обслуживание существующего фонда скважин и повышение экологической опасности скважин, не используемых для добычи сырья, а также большая протяженность коммуникаций.

Завершение строительства и ввод в эксплуатацию проектных мощностей существующего газоперерабатывающего завода на длительную перспективу предполагает изменение технологии производства серы на незавершенной части и реконструкцию имеющихся установок ГПЗ с заменой существующего процесса доочистки хвостовых газов ("Сульфрен") на более эффективный и экологически чистый ("Скотт") и строительство склада для долговременного хранения серы. Преимущества сводятся к увеличению объемов добычи газа (при наличии подготовленного резерва по эксплуатационным скважинам), к повышению глубины очистки хвостовых газов и частичному улучшению экологической обстановки. Немаловажно и наличие проектной и технической документации. К недостаткам можно отнести растягивание срока выхода на проектную мощность до замены процесса "Сульфрен" на "Скотт" по экологическим ограничениям, большую протяженность коммуникаций при дальнейшем подключении скважин периферийных зон, а также значительные капиталовложения в строительство склада серы.

Полное развитие комплекса предполагает изменение производства серы на существующем ГПЗ, строительство нескольких складов серы и (дополнительно) строительство новых заводов с меньшей единичной мощностью (6 млрд.м3/год и менее) на экологически обоснованном расстоянии от существующего завода, с новыми более эффективными технологиями переработки сырья. Преимущества: увеличение объемов добычи и реализации товарной продукции, рассредоточение выбросов комплекса в целом, сокращение протяженности шлейфов от удаленных скважин, трудоустройство персонала строителей (повышение занятости). Недостатки: увеличение экологической нагрузки, значительные капиталовложения в строительство нескольких складов серы, новых перерабатывающих заводов на новых площадках и инфраструктуру, осложнение контроля.

Закачка хвостовых газов перерабатывающих производств предполагает завершение строительства и ввод в эксплуатацию газоперерабатывающего завода на длительную перспективу, а также строительство компрессорных станций для закачки хвостовых газов. Основное преимущество сводится к увеличению конечной конденсатоотдачи и существенному улучшению экологической обстановки. При этом происходит увеличение объемов добычи и реализации товарной продукции при отказе от реконструкции перерабатывающих производств. Возможно и ускорение увеличения объемов добычи. В то же время значительны капиталовложения в компрессорные станции, а уровень потенциальной экологической опасности остается высоким из-за поддержания пластового давления выше гидростатического.

Сайклинг-процесс предполагает завершение строительства и ввод в эксплуатацию существующего газоперерабатывающего завода на длительную перспективу с частичным де-монтажом установок производства серы, добычу и использование только конденсата. Почти весь газ сепарации закачивается обратно в пласт. Преимущества сводятся к повышению конечной конденсатоотдачи, увеличению объемов добычи и реализации товарной продукции, существенному улучшению экологической обстановки, отказу от строительства склада серы. К недостаткам относятся значительные капиталовложения в компрессорные станции, отсутствие товарного газа для реализации, сохранение высокого уровня пластового давления.

При оценке затрат на освоение месторождения рассмотрены в комплексе следующие статьи: инвестиции на строительство скважин и их обустройство, развитие сетей внутреннего трубопроводного транспорта, реконструкцию ГПЗ, эксплуатационные затраты на добычу и переработку продукции. Затраты определены в мировых ценах с учетом инфляции. Определены приведенные показатели экономической эффективности вариантов разработки, такие, как внутренняя норма рентабельности и наличная ценность. В расчетах учтен возможный вариант выбытия скважин из эксплуатации по техническим и геологическим причинам.

Рассредоточение новых заводов и использование новых технологий производства серы отвечает принципам распреде-

ления и снижения вредных выбросов в атмосферу. Условиям снижения экологической опасности соответствует также разработка новых технологий ликвидации скважин с использованием геологических факторов (солей в разрезе).

Предлагается следующий подход к развитию комплекса. В пределах месторождения производится разделение функций: добычу обеспечивает лицензиат, а часть переработки - внешние инвесторы на месте (операторы), которые и гарантируют соблюдение экологических требований.

Для практической реализации рекомендуется объявление тендера на создание перерабатывающих мощностей, при этом решение вопроса о проектировании разработки и разбурива-нии принимается только после решения вопросов создания перерабатывающих мощностей.

Экономический анализ возможных решений по освоению периферийных участков АГКМ и правобережной его части показал, что при существующих технологиях ввод их в разработку как самостоятельных объектов нерентабелен. Это объясняется значительными капиталовложениями в строительство новых перерабатывающих заводов, соответствующую инфраструктуру, а также в значительное число скважин с низкой продуктивной характеристикой по сравнению с существующими, расположенными в центральной части АГКМ. Получена оценка рентабельного начального дебита на уровне 250 тыс.м3/сут при депрессии 15 МПа.

Возможные направления в области разработки месторождения сводятся к уточнению геологической модели как базы для выявления зон гарантированного строительства скважин с производительностью выше рентабельного дебита. Требуют решения вопросы кратного увеличения продуктивности скважин (горизонтальные, многозабойные скважины, гидроразрыв и др.). Кроме того, в районе новых перерабатывающих заводов может быть создана новая сырьевая база по добыче жидких углеводородов (нефти), поиски и разведка которых ведутся Аст-раханьгазпромом.

В связи со значительной капиталоемкостью проектов возможно несколько путей реализации. Одним из путей предусматривается финансирование строительства новых перераба-

тывающих производств за счет собственных средств Астра-ханьгазпрома. В этом случае необходимо в процессе реализации потного варианта предусмотреть накопление и инвестирование средств в строительство новых заводов. Учитывая, что период окупаемости средств наступает в 2002 г., потребуется время для накопления средств на строительство. Это, в свою очередь, растягивает срок реализации проектных решений и ухудшает экономические показатели, зависящие от фактора времени.

Другой путь инвестирования строительства новых производств обеспечивается за счет получения кредита в банке либо из средств РАО "Газпром". Однако даже при банковской ставке - 10 % годовых возврат средств при сложившейся технологии добычи и переработки продукции не гарантирован за срок рентабельной разработки. Эффективность варианта на полное развитие может быть увеличена за счет снижения банковских ставок. Так, при получении беспроцентного кредита для реализации полного варианта на конец периода рентабельной разработки будет получена накопленная прибыль в размере 13 млрд.5, а в приведенных ценах - более 3 млрд.$.

Итак, для снижения экологического риска при освоении Астраханского газоконденсатного месторождения предлагается:

1. Весь действующий фонд скважин ввести в эксплуатацию, обеспечив систематический контроль за их состоянием.

2. Ликвидировать скважины, не подлежащие восстановлению.

3. На основе конкурсного отбора привлечь два-три иностранных инвестора (оператора), имеющих опыт работы с надежными экологически чистыми технологиями по переработке сырья месторождения.

4. Максимально рассредоточить эти производства по территории.

5. Разработку всех участков проводить на истощение до пластового давления 30 МПа.

6. В период разработки месторождения на истощение на промышленных полигонах отработать технологические про-

цессы закачки хвостовых, кислых газов, диоксида углерода и азота в пласт.

7. При подтверждении исследованиями возможность деформации коллектора по мере снижения пластового давления последующую разработку - ниже найденного порога - вести при поддержании пластового давления с помощью рециркуляции диоксида углерода и закачки азота.

8. Продолжить поиск экологически безопасных проектных решений, направленных на активное вовлечение в разработку запасов углеводородов, расположенных в охранных зонах месторождения.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение

На основной залежи Оренбургского месторождения имеется нефтяная оторочка, распространение которой по площади носит мозаичный характер, а положение ГНК и ВНК негоризонтально. Переходная зона между газом и нефтью занимает интервал отметок минус 1726-1756 м.

Исследования автора показали, что принятая трехобъект-ная пластовая модель месторождения противоречит фактическим данным. По данным разработки доказано наличие открытой вертикальной и горизонтальной трещиноватостей, обеспечивающих наблюдаемую гидродинамическую связь по разрезу нефтегазоносной толщи. Единство положений ГНК и ВНК, приток газа из "экранов" при опробовании скважин, данные геофизического контроля в процессе разработки, анализ пластовых давлений свидетельствуют о массивном типе залежи.

В частности, на отборы газа реагируют глубокозале-гающие водоносные горизонты значительно ниже ВНК и не выходящие в газонасыщенную часть массива. Во всех без исключения наблюдательных скважинах отмечено снижение пластового давления. Так, на момент снижения пластового давления в газонасыщенной части месторождения от 3,6 до 7,6 МПа от первоначального, в водонапорном бассейне оно снизилось на 0,6-3,6 МПа. Характер распределения пластового

давления по трем выделенным объектам также указывает на наличие газодинамической связи по разрезу ОГКМ /14/.

Дренируемые каждой эксплуатационной скважиной запасы ОГКМ оценивались по соответствующей зависимости приведенного пластового давления (отношение давления к коэффициенту сверхсжимаемости) от отбора газа.

Запасы газа по зонам определялись суммированием запасов, дренируемых индивидуальными скважинами. При обустройстве вся площадь месторождения разделена на зоны, соответствующие номерам установок сбора сырья. В докладе сохраним эту индексацию.

По зонам два, шесть, восемь в первые годы эксплуатации наблюдался рост дренируемых запасов газа. Эти зоны были введены в разработку в первую очередь. После ввода в эксплуатацию остальных скважин произошло перераспределение дренируемых запасов. В результате начальные дренируемые запасы в зонах два, шесть и восемь снизились соответственно на 6, 16 и 3 %, в то время как по другим зонам (за исключением седьмой и девятой) наблюдался прирост запасов.

Оценка запасов различных зон позволяет оптимизировать распределение отборов по площади залежи. С учетом плана добычи газа по месторождению, дренируемых текущих запасов и пропускной способности сборных пунктов определяется искомый отбор газа /35/.

Для основной залежи Оренбургского месторождения по разработанному автором алгоритму рассчитаны оптимальные отборы по зонам (табл.2).

Как следует из анализа, перераспределение отборов газа несколько уменьшило депрессионную воронку. Это позволило продлить срок бескомпрессорной эксплуатации по сборному пункту один на четыре года; семь - на три года; шесть и двенадцать - на два-три года; два, три, четырнадцать - на один-два года.

Анализ распределения дренируемых запасов по скважинам, имеющим различную конструкцию забоя, показал, что в случае открытого ствола запасы в 2,5 раза выше, чем для скважин, забой которых оборудован выборочно перфорированной колонной.

Таблица 2

Результаты расчета отборов газа по зонам залежи

Зоны Пропускная способ- Отборы газа, % к общим запасам месторождения

ность

зале- установок, % к общим проект- рекомендуемые при оптимальные без уче- рекомендуемые с учетом

жи запасам месторождения ные существую щей пропускной способност и установок та пропускной способности установок изменения пропускной способности установок

1 0.26 0.15 0.22 0.15 0.16

2 0.60 0.67 0.60 0.67 0.66

3 0.43 0.45 0.43 0.36 0.35

6 0.34 0.24 0.34 0.30 0.32

7 0.34 0.38 0.34 0.42 0.41

8 0.34 0.12 0.14 0.10 0.10

9 0.34 0.22 0.17 0.12 0.12

10 0.17 0.06 0.06 0.04 0.04

12 0.26 0.26 0.26 0.41 0.41

14 0.26 0.27 0.26 0.30 0.29

15 0.26 0.16 0.16 0.11 0.12

Средний дебит газа по скважинам с открытым стволом составил 221 тыс.м3/сут, а с перфорацией - 138 тыс.м3/сут (без зоны УКПГ-10). Наибольшее различие в дебитах приходится на зоны УКПГ-6 (2,9 раза) и УКПГ-3 (2,6 раза).

Автором произведена оценка взаимодействия скважин Оренбургского месторождения. Был выполнен расчет парных коэффициентов ранговой корреляции Спирмэна по данным эксплуатации 474 газодобывающих скважин в течение 1986 г. По полученным интегральным оценкам степени взаимосвязи между скважинами построены карты равных значений диагностического признака (рис.4 ) /11,22/.

Продуктивная толща залежи, находящаяся в пределах линии равного взаимодействия 0,5, может рассматриваться как единая зона выработки. Анализ взаимосвязи скважин центральной части месторождения показывает, что в залежи выделяются зоны с активной выработкой запасов (на рис.4 они заштрихованы). Остальные области залежи слабо вырабатываются при существующей системе размещения скважин и вскрытия пласта.

Таким образом, применение предлагаемого диагностического подхода к оценке степени взаимодействия скважин по промысловой информации, наряду с традиционными гидродинамическими методами исследования пластов, позволяет получить дополнительные данные об условиях выработки запасов углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений.

Периодическое определение и уточнение состава пластового флюида и содержания отдельных компонентов позволяет решать задачу восстановления начального распределения состава по данным разработки. Содержание любого компонента в пластовом флюиде является функцией давления и координат, т.е. различно по каждой скважине. Разработанная автором методика определения первоначального состава по динамике добываемого сырья учитывает состав и массу продукции каждой скважины, конструкцию последней, глубину работающего интервала, пластовое давление в зоне дренирования /22,41/.

Идентификация начального состава пластовой смеси сводится к математической процедуре нахождения состава, кото-

к>

°4№ 1 ___05—\г

Рис. 4. Карта равных значений диагностического признака взаимодействия скважин центральной части залежи:

1 — добывающая скважина; 2 — линия равного взаимодействия

рый совпадает с фактическим, за время предыдущей разработки. На рис.5 приводится пример такой идентификации значений С5+ по сборным пунктам основной залежи Оренбургского месторождения. Можно утверждать, что в продукции скважин сборных пунктов 7,8,9,12,14 и 15 имеется нефть, которая искажает газоконденсатную характеристику и приводит к значительной дифференциации углеводородов С5+ в составе добываемой продукции по площади залежи. Следует отметить, что достигнутая на дату идентификации разница расчетных и фактических результатов не превышает 0,5 %.

а

Риа 5. Усредненное содержание углеводородов С,+ (г/м3) в начальной пластовой смеси сборных пунктов на кровле пласта (а) и на отметке —1750 м (б):

/ — XV — номера зон

По разрезу же газонасыщенной части основной залежи Оренбургского месторождения изменение содержания С5+ достигает 10 % (зоны сборных пунктов один и два).

Для описания динамики выноса пластовой воды из скважин автор применил методы эволюционного моделирования. Кривая изменения накопленной добычи воды во времени рас-

сматривалась . как характеристика системы, проявляющей свойства "роста".

Кривая фактической накопленной добычи воды за период с 1976 по 1984 гг. была отработана методом последовательных спрямлений. В результате графического построения установлено, что процесс выноса пластовой воды из скважин может быть представлен совокупностью семи экспоненциально растущих подсистем. На основе полученного математического выражения произведен оперативный (краткосрочный) прогноз добычи воды на конец 1985 и 1986 гг., а также оценены доверительные интервалы прогнозных значений отбора при уровне значимости 0,05.

Фактический отбор воды за 1985 г. составил 430,44 тыс.м3. С 95 %-й вероятностью можно было ожидать, что уровень добычи пластовой воды в 1986 г. составит от 485 до 650 тыс.м3. Фактический уровень отбора пластовой воды составил 555,3 тыс.м3 /22/.

Прогноз отбора воды до 1995 г. сделан на основе аппроксимации кривой накопленного отбора логистической зависимостью по двум вариантам. Первый вариант предполагает максимальный уровень годового отбора в 1990 г. (800 тыс.м3/год), второй - в 1992 г. (1060 тыс.м3/год).

В табл. 3 даны результаты прогноза и фактические данные отборов воды.

Как следует из анализа, второй вариант прогноза практически соответствует факту.

На расстоянии 50 км от сборного пункта 10 Оренбургского месторождения располагается Копанское нефтегазоконден-сатное месторождение. По величине запасов месторождение относится к мелким, однако по характеристике коллектора оно аналогично Оренбургскому.

Близость Копанской залежи к Оренбургскому газохимическому комплексу позволила автору рекомендовать создать крупнейший опытно-промышленный полигон нефтегазовой отрасли. Было предложено опробовать на полигоне целый ряд прогрессивных технологий /22,23/. Разработан Проект такого полиг она, который был принят ЦКР Мингазпрома.

Таблица 3

Прогноз выноса пластовой воды,(тыс.мЗ)

Годы Первый вариант Второй вариант Факт

раз- годовой накопле годовой накопле годовой накопле

рабо отбор нный отбор нный отбор нный

тки воды отбор воды отбор воды отбор

воды воды воды

1985 380 1200 320 1140 430 1250

1986 460 1660 420 1560 555 1805

1987 580 2240 550 2110 698 2503

1988 690 2930 690 2800 771 3274

1989 770 3700 840 3640 1034 4308

1990 800 4500 960 4600 1112 5420

1991 770 5270 1040 5640 1034 6454

1992 690 5960 1060 6700 956 7410

1993 580 6540 1030 7730 806 8216

1994 460 7000 930 8660 928 9144

1995 350 7350 780 9440 1136 10280

При проектировании разработки Копанского нефтега-зоконденсатного месторождения предложен эффективный подход к обработке исходных данных в целях уточнения подсчета запасов всех компонентов, а также их физических свойств, основанный на использовании совокупности теоретических положений, расчетных методов, экспериментальных данных исследований флюидов в условиях недостаточного информационного обеспечения /38/. Предложен метод прогнозирования положений газоводяного и водонефтяного контактов в гетерогенных и гомогенных системах, а также оценки запасов всех компонентов при их дифференциации в объеме пласта-коллектора. Сделана технико-экономическая оценка разработки при поддержании пластового давления путем закачки смеси азота и углекислого газа. Проведены расчеты эффективности вытеснения углеводородного сырья неуглеводородными газами. Разработаны блок-схемы опытно-промышленного полигона, блоков очистки товарного газа, получения и очистки неуг-

леводородных газов, компримирования, получения элементарной серы /27/.

Предложена конструкция забойного оборудования и разработан порядок его установки для совместно-раздельной и совместной добычи нефти и газа, при этом комплектующие узлы - отечественного производства /46,50/.

Эти предложения развиты в исследовательских и проектных работах по Тенгизскому и Оренбургскому месторождениям/10,26,34, 43,51,52/.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение

На основании имеющихся экспериментальных данных по компонентному составу пластовой смеси Карачаганакского месторождения на отметке минус 4151м (абсолютная отметка середины первого интервала исследования) выполнен прогноз компонентного состава пластовой смеси по всему разрезу залежи (рис.6) /20,21/.

Рис. 6. Прогноз содержания углеводородов С5+ Шс +) по

разрезу Карачаганакского НГКМ:

1 — доверительные интервалы содержания С5+ по результатам исследований скв. 2, 11, 19, 5; I, II, III, IV — прогнозные значения содержания С5+ по различным моделям; ПКК — расчетное положение контакта пар — жидкость; ВНК — расчетное положение контакта нефть — вода

В табл.4 приведены прогнозируемый и экспериментальный составы газа по разрезу залежи для 1,2,3 и 4 объектов исследований лишь скв.2/22/. По этим данным гетерогенное piaздeлeниe смеси, т.е. переход из однофазного в двухфазное состояние при снижении давления произойдет на отметке минус 4450 м.

Таблица 4

Сопоставление экспериментального и прогнозного компонентных составов, % мольн.

Ком- Интервалы исследования скв.2 м

по- 4154-4343 4114-4126 4038-4069 3777-3797

нент экспе- рас- экспе- рас- экспе- рас- экспе- рас-

ри- чет ри- чет ри- чет ри- чет

мент мент мент мент

С. 75.32 75.32 74.33 75.74 75.07 75.92 76.68 76.65

Сг 5.45 5.45 5.55 5.45 4.96 5.44 5.02 5.43

Сз 2.62 2.62 2.72 2.60 2.60 2.59 2.23 2.55

С4 1.75 1.75 1.56 1.73 1.56 1.72 1.17 1.67

С5+ 5.71 5.51 5.52 5.38 5.41 5.24 5.01 4.71

НгБ 3.59 3.59 4.03 3.58 3.89 3.58 3.64 3.55

СО! 4.79 4.79 5.85 4.76 5.73 ' 4.74 5.42 4.67

N2 0.70 0.70 1.15 0.70 0.71 0.70 0.75 0.70

ЯБН 0.08 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07

Дальнейшие исследования с учетом состава продукции скв. 2, 5, 7, 9, 13 и 20 позволили уточнить отметку до минус 4459 м. Причем ниже этой отметки образуется жидкая фаза, а выше - газовая. Так как значения плотности, вязкости, компонентного состава жидкой и газообразной фаз вблизи условного ГНК равны между собой, то в настоящее время граница между жидкой и газообразной фазами отсутствует (рис.7).

При исследовании скважин вблизи ГНК по составу продукции на поверхности нет возможности определить отбирается ли она из нефтенасыщенной или газонасыщенной частей залежи.

Иными словами, газ выше ГНК относится по свойствам к "тяжелым газам", а жидкость ниже ГНК - к "легким нефтям", они близки между собой по физическим свойствам.

р,МПа

60 -

55 -Г,К Рм

40 473 Рн^

30 ■373 АР /знк- / ПЛ

20 0 / Газ ГЖК Нефть 1 и

-4000 -¿>500 -50001},*

Рис. 7. Графический способ определения положения гааожидкостного контакта (ГЖК) на Карачаганакском маета рождении:

Рпп. ?пл — соответственно пластовые давление и температура; р , гк — соответственно критические давление и температура; рн — давление насыщения

Изменение представлений о строении залежи, уточнение состава пластовой смеси и ее физических свойств свидетельствовало о необходимости изменения принятых проектных решений.

Давление начала конденсации пластовой смеси залежи изменяется в пределах 33.0-36.0 МПа. Этим обосновывается возможность проведения опытно-промышленной эксплуатации на естественном режиме до пластового давления, равного 36.0 МПа, без пластовых потерь углеводородов С5+.

Значительное увеличение потенциального содержания углеводородов С5+ в пластовой смеси по разрезу свидетельствует о необходимости первоочередной эксплуатации нижней части

залежи, где пластовая смесь содержит вдвое большее количество углеводородов С5+, чем в верхней части залежи.

При первоочередном отборе флюида из нижней части залежи смесь в ней, за счет замещения тяжелых компонентов легкими, может быть переведена из однофазного жидкого в однофазное газообразное состояние. При первоочередном отборе флюида из верхней части залежи пластовая смесь в большей части залежи будет переведена из однофазного газообразного в однофазное жидкое состояние за счет замещения легких компонентов смеси тяжелыми.

В начальный период ОПЭ эксплуатировалось 12 скважин с закрытой конструкцией и 11 скважин с открытым стволом. Анализ динамики средних дебитов скважин с различной конструкцией показал, что дебиты скважин с открытым стволом превышают дебит скважин с перфорированной колонной в 3 раза.

Отмечается крайне неравномерное распределение дренируемых запасов по скважинам. Наибольшие запасы дренировались скв. 126,16,9,104, наименьшие - скв. 103,20,7,111,11, 109. Удельные дренируемые запасы скважин с открытым забоем в 1.5 раза выше, чем с выборочной перфорацией. По эксплуатационным скважинам наблюдается в целом рост дренируемых запасов во времени, за исключением скв. 11 и 109. С начала опытно-промышленной эксплуатации дренируемые запасы увеличились в 3.5 раза.

Удельная продуктивность средней скважины по метану будет оставаться неизменной до отбора 35 % запасов. Лишь после снижения давления более чем на 50 % от начального она начнет уменьшаться, достигая 33 % при давлении, равном 10 % от начального. Особенность сырья Карачаганакского месторождения состоит в том, что удельная продуктивность скважин при снижении давления от начального до 40 % его величины возрастает, а затем уменьшается, т.е. депрессионные воронки на первом этапе разработки при отборе одной трети запасов уменьшаются, а затем будут возрастать.

Максимальная продуктивность скважин Карачаганакской смеси соответствует снижению давления на 60 %. Первоначально она составляет лишь 65 % от продуктивности скважин

аналогичной залежи метана, затем увеличивается. При максимальном значении она превышает продуктивность аналогичной залежи метана в 1.6 раза.

Тенгизское нефтяное месторождение

Всеми исследователями признано, что Тенгизское месторождение является массивной залежью, приуроченной к карбонатным отложениям среднего, нижнего карбор а и верхнего девона. Покрышкой являются терригенные отложения нижней перми. Положение водонефтяного контакта не определено (см. табл.1).

Согласно исследованиям автора /22/, в пластовых условиях 1 кг нефти Тенгизского месторождения растворяет до 15 г воды. При снижении давления до давления насыщения растворимость воды в нефти слабо возрастает, уменьшая тем самым величину связанной водонасыщенности (рис.8.). Таким образом, с самого начала разработки в продукции будет содержаться 1.5-2 % воды.

Количество растворенного в воде сероводорода в пластовых условиях достигает 4 л/кг. При снижении пластового давления количество растворенного в остаточной воде сероводорода уменьшается до 3 л/кг, что обусловит его увеличение в продукции скважин. Действительно, выделяемый из связанной воды сероводород будет растворяться в нефти и подниматься на дневную поверхность.

Автором выполнен прогноз фазового состояния углеводородного сырья глубокозалегающих месторождений в предположении единого источника генерации сырья Тенгизской, Карачаганакской и Астраханской залежей /32,37,47,48,49/.

Для глубин 7 - 10 км при пластовых давлениях 85 - 120 МПа и температурах 150 - 250 °С можно ожидать наличие как нефтяных, так и газоконденсатных залежей. Сырье таких залежей будет находиться в недонасыщенном состоянии. Вблизи критических температур при снижении давления ниже давления насыщения будет происходить очень резкое разделение пластовой смеси примерно на равные по объему жидкую и газовую фазы. Вследствие этого прирост компонентоотдачи на

стадии разработки ниже давления насыщения составит незначительную долю от полученной до этого величины.

Рис. 8. Фазовая диаграмма системы нефть-вода при содержании связанной воды = = 32%:

/ — трехфазная область вода — нефть — газ; // — двухфазная область нефть — газ; /// — двухфазная область вода — нефть (Г < гкр) > гкр); IV — однофазная

дМЛа

и вода — газ (Г газовая область; С — критическая точка; 1 — граница фаз; 2 — линия равного объемного содержания нефтяной фазы; 3 — линия равного объемного содержания водной фазы; 4 — линия равного массового содержания водной фазы

200 300 г,°с

Для различных начальных давлений и температур компо-нентоотдача залежи рассматриваемого состава изменяется от 20 до 40 % и тем выше, чем больше начальные значения пластовых давлений и температур. Для Тенгизской залежи суммарная компонентоотдача на режиме фонтанирования эксплуатационных скважин до давления кипения нефти составит около 15 %.

Следует отметить также, что определенная по результатам исследований керна остаточная водонасыщенносгь всегда будет выше, чем в пластовых условиях. Так, в пластовых условиях для температур, превышающих температуры нулевого со-

держания водной фазы, связанной воды совсем не будет. При подъеме же керна на дневную поверхность связанная вода образуется путем выделения ее из нефтегазоконденсатной смеси. Заметим, что чем меньше остаточная водонасыщенность, тем будет ниже температура, определяющая нулевое содержание водной фазы.

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ ОСВОЕНИЯ

УНИКАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ОГРАНИЧЕНИЯХ

Основным направлением увеличения рентабельности ком-понентоотдачи является комплексная переработка добываемого сырья и его полная реализация. Традиционные отраслевые тенденции на добычу газа либо нефти заранее предопределяли метод разработки на истощение. Нефть и газ при этом оценивались по замыкающим затратам, а остальные компоненты - по оптовым ценам. Автором было предложено использовать в технико-экономических оценках мировые предельные (пиковые) цены на все конечные продукты, получаемые из пластового сырья /22/. Именно такой подход позволил говорить о возможности повышения уровня рентабельности извлечения сырья из недр и привлечения для этих целей дорогостоящих новых технологий. На наш взгляд, при определении уровней рентабельной компонентоотдачи следует привлекать также вероятностные оценки, нахождение математических ожиданий различных стратегий освоения залежей (пессимистической и оптимистической).

Рассматриваемая методология обосновывает ускорение освоения открытых запасов. Причем пиковые значения отборов приходятся на периоды максимальной прибыли от реализации добываемой продукции. Поэтому достоверность прогнозов цен в значите.11ьной мере определяет точность технико-экономических оценок и технологические решения по разработке залежей.

В связи со сказанным основными оценками эффективности проекта становятся такие показатели, как время возме-

щения затрат, индекс отношения прибыли к инвестициям, внутренняя норма рентабельности /33/. Ограничителями опти-мумов этих показателей является экологическая безопасность и значения рентабельной компонентоотдачи. Так как сырье рассматриваемых залежей несет повышенную экологическую угрозу районам освоения, то наряду с необходимостью повышения культуры проведения работ необходимо сокращать единичные мощности по переработке и удалять их друг от друга на расстояния, обеспечивающие соблюдение предельно допустимых норм всех выбросов.

В этой связи процесс освоения уникальных месторождений следует проводить поэтапно как по времени, так и по степени вовлечения запасов в разработку, то есть объективно необходимо рассматривать ввод в разработку отдельных участков либо объектов месторождения.

Разработка отдельного участка или объекта должна удовлетворять единому комплексному решению как задач дораз-ведки запасов, так и соблюдения экологической безопасности при обосновании экономически целесообразного уровня добычи сырья и его переработки. Выделяемый участок (объект), таким образом, приобретает все черты жесткого технологического модуля.

Для этого модуля должно быть обеспечено соответствие возможностей добычи сырья с возможностью его переработки и доведения продукции до товарных кондиций. Для обеспечения экологически безопасных условий и экономической эффективности в пределах выделяемого модуля количество скважин для добычи должно быть увязано как с технологией переработки сырья, так и реализацией товарной продукции. Гибкость в освоении месторождения тогда будет определяться технологической концепцией, закладываемой в разные модули.

Исходя из имеющего опыта составления технико-экономических обоснований освоения крупнейших месторождений Прикаспийской впадины, автор делает заключение, что для осуществления мероприятий по поддержанию безусловной экологической безопасности на площади всего месторождения и на прилегающих территориях необходим единый владелец лицензии, несущий в полной мере ответственность за экологи-

ческую безопасность района и комплексное решение проблем рациональной разработки месторождения, утилизации отходов, создание рентабельного и безопасного производства.

Один из основных экологических рисков связан со скважинами, так как контроль их технического состояния затруднен. Следует признать негерметичность заколонного пространства с гидродинамической связью устья и продуктивных отложений как экологическую угрозу /35, 36/.

Отметим, что стравливание давления из межколонного пространства должно проводиться в целях отбора проб флюида для его анализа и не рассматриваться в качестве меры "борьбы". Перекрытие межколонного пространства с сохранением и контролем давления ниже допустимого из условия прочности материала обсадной колонны и интенсивная эксплуатация скважин (в пределах ограничений по технологическому режиму) снизят перепад давления между проявляющими пластами и устьем скважины, что уменьшит вероятность аварийного появления агрессивных компонентов на дневной поверхности.

Так как стоимость реализации проектов освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений также уникальна, для их рациональной разработки практически всегда требуются инвестиции. Так, освоение Тенгизского месторождения проводит совместное Казахско-американское предприятие "Тенгизшевронойл". Такой вид привлечения инвестиций известен в нефтепромысловой практике мира.

При контракте типа СП каждый инвестор принимает долевое участие во всех технических и экономических решениях. Однако, в процессе и подготовки, и реализации проекта возникают разногласия при определении вкладов сторон и раздела прибылей.

Автор считает, что при значительном финансовом риске следует отдавать предпочтение контрактам с разделом продукции.

Методика экономической оценки этих двух видов инвестиций представлена автором в работе /30/.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Доклад является обобщением многолетних результатов исследований автора, которые доведены до практических методик и рекомендаций при проектировании и анализе разработки Вуктыльского, Оренбургского, Карачаганакского, Тен-гизского, Астраханского и других нефтегазоконденсатных месторождений.

Методы решения задач и результаты, полученные автором, опубликованы в периодической отечественной и зарубежной печати, монографиях, обзорах, патентах, апробированы на международных конференциях и научно-технических совещаниях инофирм и рекомендуются для использования инженерно-техническими работниками, занятыми разработкой нефтегазоконденсатных месторождений.

Основные защищаемые положения.

1. Методы прогнозирования компонентного содержания пластового сырья по площади и разрезу залежи, а также его изменение в процессе разработки. Полученные решения позволяют:

регулировать отборы по площади в целях максимальной выработки товарных продуктов нефтеГазохимических комплексов;

прогнозировать изменение содержания компонентов при различных технологиях разработки, в том числе с активным воздействием на залежь;

определять эффективность различных технологических мероприятий по интенсификации добычи;

повышать достоверность технико-экономических оценок вариантов разработки месторождения;

определять положения контактов газ-нефть, нефть-вода.

2. Методика исследования состава сырья, заключающаяся в отборе проб на устье скважины с полностью восстановленным пластовым давлением и последующим вычислением характеристик сырья по стволу скважины и разрезу пласта-коллектора.

3. Диагностический подход к оценке степени взаимодействия скважин по промысловой информации, который наряду с

традиционными гидродинамическими методами пластов позволяет получить дополнительные данные об условиях выработки запасов углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений.

4. Методика расчетов трехмерной многофазной фильтрации, использующая статистическую процедуру Монте-Карло. Установлены условия сходимости систем уравнений, разработаны алгоритмы решения для случая фильтрации одно- и многофазного флюида . Получены конкретные результаты для уникальных нефтегазоконденсатных месторождений.

5. Методы и критерии оптимизации разработки в целях продления бескомпрессорной эксплуатации, снижения пластовых потерь , объемов вторжения пластовой воды, которые вошли в проектные решения по разработке месторождений.

6. Методология проектирования и освоения участков уникальных нефтегазоконденсатных месторождений и их сателлитов.

7. Методика экономической оценки освоения уникальных нефтегазоконденсатных месторождений с привлечением иностранных инвестиций в условиях экологических ограничений.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Бузинов С.Н., Перепеличенко В.Ф., Степанов Н.Г. Методика математического моделирования фильтрации пластовых флюидов в трещинно-поровых коллекторах // Сб.науч.тр. / ВНИИГАЗ. М., 1974, вып. 3, с. 29-39.

2. Бузинов С.Н., Перепеличенко В.Ф., Степанов Н.Г. Моделирование процесса совместной фильтрации газа и воды на электроаналоговой сеточной модели УСМ-1 // Газовая промышленность. - 1970, N 9, с. 42.

3. Вопросы эффективности освоения ресурсов нефти и газа западной части Прикаспийской впадины /В.Ф.Перепеличенко, А.А.Загоруйко, Ю.М.Львовский, В.Г.Калинин // Ускоренное осво-ение ресурсов нефти и газа Прикаспийского региона: Сб науч. тр. / ВолгоградНИПИнефть. - М., ИГиРГИ, 1989, с. 6 12.

4. Газогидродинамическис расчеты разработки Вуктыль-ского месторождения при искусственном заводнении /Ю.П.Коротаев, С.Н. Бузинов, В.Ф. Перепеличенко и др. / / Газовое дело. - 1970. - N5, с. 14-17.

5. Динамика компонентного состава сырья и планирование добычи конденсата на Оренбургском месторождении // Н.П. Золотарева, Г.Н. Леженина, О.Н. Чевычелова, В.Ф. Перепеличенко, А.И. Павлючко // Тр.ин-та /МИНГ, 1990, вып. 221, с. 92-96.

6. Еникеева М.И., Перепеличенко В.Ф. Исследование пластового давления при фонтанировании скв. 37-Тенгизской // Разведка и бурение нефтяных месторождений: Сб.науч.тр. / ВолгоградНИПИнефть. - М., ИГиРГИ, 1988, с. 70-76.

7. Еникеева М.И., Перепеличенко В.Ф. Применение метода Монте-Карло для моделирования трехмерной фильтрации в пористой среде//Тр.ин-та /МИНГ, 1990,вып. 221, с. 73-75.

8. Еникеева М.И., Перепеличенко В.Ф. Исследование трехфазной фильтрации флюидов методом Монте-Карло (на примере Тенгизского месторождения) // Геология, разведка и разраб. месторождений углеводородов Прикаспийской впадины и обрамления: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИнефть, 1992, с. 155-162.

9. Еникеева М.И., Перепеличенко В.Ф. Исследование обводнения продуктивной части Астраханской газоконденсатной залежи // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИнефть, 1995, вып. 53, с. 120-130.

10. К расчету оптимальных технико-экономических показателей разработки газовых месторождений / В.М.Чельцов, В.Ф.Пе-репеличенко, О.Ф.Андреев и др. //Реф. сб. ВНИИЭ-газпром. Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных месторождений", 1975, N9, с. 23-31.

11. Левченко B.C., Перепеличенко В.Ф. Оценка гидродинамической взаимосвязи между скважинами Оренбургского ГКМ по промысловой информации //Разработка газоконден-сатных месторождений: Докл. Секц. 3. Международ, конф., 29 мая - 2 июня 1990 г. - Краснодар, 1990, с. 192-194.

12. Левченко B.C., Перепеличенко В.Ф. Оценка извлекаемых запасов нефти и газа по данным разработки // Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспия: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИнефть, 1990, с. 5361.

13. Левченко B.C., Перепеличенко В.Ф. Оценка фильтра-ционно-емкостных параметров пород-коллекторов Тенгиза по данным промыслово-геофизических исследований скважин // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИнефть, 1993, вып. 52, с. 58-62.

14. Механизм обводнения газовых скважин в карбонатных коллекторах /С.М. Севастьянов, С.П. Перепеличенко, Н.И. Вареничева, A.A. Опришко, В.Ф. Перепеличенко. Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". М., 1986, вып. 1, 49 с.

15. Новое в технологии добычи нефти из оторочек месторождений природного газа / С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, В.Ф. Перепеличенко и др. - Обзор.информ. ВНИИЭгазпром, Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". М., 1982, вып. 2, 44 с.

16. О возможном увеличении ресурсов сероводорода за счет поступления его из остаточных флюидов / B.C. Гончаров, Э.С. Гончаров, В.Ф. Перепеличенко, В.Г. Хельквист // Геология нефти и газа. 1973, N 10, с. 45-52.

17. О возможном изменении концентрации сероводорода в свободных газах при нарушении равновесия в газовой залежи / B.C. Гончаров, Э.С. Гончаров, В.Ф. Перепеличенко, В.Г. Хельквист//Нефтегазовая геология и геофизика. 1973, N12, с. 26-28.

18. Опыт разработки нефтяных залежей, приуроченных к рифогенным отложениям / В.Ф. Перепеличенко, С.Н. Закиров, A.A. Новиков, С.П. Перепеличенко. - Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", 1991, 54 с.

19. О разработке Оренбургского газоконденсатонефтяно-го месторождения / В.Ф. Перепеличенко, К.И. Багринцева,

С.П. Максимов и др.//Геология нефти и газа, 1987, N 9, с. 4450.

20. Особенности состояния пластовой смеси Карачага-накского ГКМ / В.Ф. Перепеличенко, А.И. Павлючко, Г.Р. Гу-ревич, А.И. Брусиловский И Газовая промышленность, 1985,. N9, с. 27-29.

21. Перепеличенко В.Ф. Анализ эксплуатации первоочередных скважин Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность, 1986, N 5, с. 26-28.

22. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазокон-денсатных залежей. - М., Недра, 1990, 272 с.

23. Перепеличенко В.Ф. Копанское месторождение: новый метод разработки / / Газовая промышленность. 1985, N11, с. 9.

24. Перепеличенко В.Ф. Методика расчета продвижения воды в газовую залежь при искусственном и естественном заводнении с учетом гравитационных сил // Геология, добыча, транспорт и перерабка газа и конденсата: Сб.научн. тр. / ВНИИГАЗ. М„ 1973, с. 85-92.

25. Перепеличенко В.Ф. Особенности пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения // Повышение эффективности строительства скважин, поисков разведки и разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в сложных горно-геологических условиях : Тез. докл. Краевой науч.-технич. конф. учен, и специалистов. Ставрополь, 1987, с. 90.

26. Перепеличенко В.Ф. Проблемы разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. - Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Информац. обеспечение обще-союз. науч.-техн. программ" , 1987, вып. 6, 35 с.

27. Перепеличенко В.Ф., Баишев В.З. Использование неуглеводородных газов для поддержания пластового давления //Технология проблем освоения газоконденсатных месторождений. М., 1986, с. 14-20.

28. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. Основные проблемы освоения крупных нефтегазоконденсатных сероводородсо-держащих месторождений //Геология, разработка и эксплуата-

ция нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИ-нефть. 1995, вып. 53, с. 5-12.

29. Перепеличенко В.Ф., Еникеева М.И. Моделирование трехфазного потока через трехмерную пористую среду методом Монте-Карло //Компьютеризация научных исследований и научного проектирования в газовой промышленности: Сб.науч.тр. /ВНИИГАЗ. М., 1993, с. 147-157.

30. Перепеличенко В.Ф., Калинин В.В. Разведка и разработка месторождений углеводородов с привлечением иностранных технологий и инвестиций. Принципы организаций, методики взаиморасчетов и критерии эффективности. - Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". 1992, 34 с.

31. Перепеличенко В.Ф., Павлючко А.И. Особенности исследования скважин месторождений летучих нефтей //Разведка и бурение нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. /ВолгоградНИПИ-нефть. М., ИГиРГИ, 1988, с. 61-70.

32. Перепеличенко В.Ф., Павлючко А.И. Закономерности изменения состава пластовых смесей крупнейших нефтега-зоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины //Тр.ин-та/МИНГ, 1991, вып. 221, с. 123-126.

33. Перепеличенко В.Ф., Шарипов P.M. Опыт решения задач проектирования и анализа разработки газовых месторождений: Тез. докл. на I Всесоюзной конференции пользователей ЕС ЭВМ. М„ МГУ, 1975.

34. Перепеличенко В.Ф., Еремеева C.B., Ильин А.Ф. Сырье Астраханского ГХК /./ Газовая промомышленность, 1986, N 12, с. .30-31.

35. Перепеличенко В.Ф., Кузнецова М.А., Сафиканова Ф.С. Методика распределения отборов газа по УКПГ // Газовая промышленность, 1985, N10, с. 35-36.

36. Перепеличенко В.Ф., Сомов В.Ф., Билалов Ф.Р. Экологические аспекты технологии разработки Астраханского га-зоконденсатного месторождения // Проблемы охраны здоровья и социальные аспекты освоения газовых месторождений России: Тез. докл. Науч.-практ. конф. - Астрахань, 1993, с. 70-71.

37. Петренко В.И., Перепеличенко В.Ф., Дорогочинская Б.А. О фазовом состоянии пластовых смесей на сверхбольших

глубинах // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез.докл. Междунар. симп. 1216 окт. 1992 г., т.2. Спб, 1992, с. 271-272.

38. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсат-ных месторождений /В.Ф. Перепеличенко, С.П. Перепеличенко, B.C. Левченко и др. - Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности", 1986, вып. 6, 49 с.

39. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева и др. М., Недра, 1994, 364 с.

40. Разработка нефтяных и газовых месторождений Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, О.Г. Браж-ников и др. - Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер.'Теология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", 1991, 72 с.

41. Регулирование разработки нефтегазоконденсатных месторождений в целях увеличения компонентоотдачи /В.Ф. Перепели-ченко, B.C. Левченко, А.И. Павлючко и др. - Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ", 1989, вып. 6, 52 с.

42. Состояние и перспективы разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений Волго-Уральского региона /В.Ф. Перепеличенко, В.С .Левченко, С.П. Перепеличенко, А.И. Павлючко. - Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Передовой производственный опыт и организация социалистического соревнования", 1988, вып. 4, 40 с.

43. Степанов Н.Г., Перепеличенко В.Ф. К вопросу о системе разработки газовой залежи, обеспечивающей минимизацию потерь пластовой энергии // Разработка месторождений, промысловая и заводская обработка газа: Сб.научн.тр. /ВНИИГАЗ. М, 1974, вып.1 (чЛ), с. 13-23.

44. Термодинамическое состояние пластовых смесей месторождений нефти и газа /Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский, В.Ф. Перепеличенко // Геология нефти и газа, 1985, N2, с. 1-3.

45. Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, А.Г. Потапов, О.Г. Бражников, B.C. Левченко. - Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", 1990, 64 с.

46. Эксплуатация обводненных скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения /В.Ф. Перепеличенко, В.З. Баишев, С.П. Перепеличенко, Ю.А. Дашков. - Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", 1985, выг. 10, 56 с.

47. Perepelichenko V.F., Rovenskaya A.S. Prevision des états de phase des hydrocarbures du gisement de Tengis au-dela de 5000 m de profondeur (bassin Precaspien) // Geologiya Nefti i Gasa. -1991.-No. 5.-P. 11-16.

48. Perepelichenko V.F., Shilin A.V., Rovenskaya A.S. Gigantic hydrocarbon fields of pre-caspian basin - aspects of their distribution, features of exploration and aevelopment // EAGE RAI Internetional Exhibition and Congress Centre. - 1996. - A042.

49. Ray Leonard, Vasily Perepelichenko, Anatoly Shilin. Prospecting and developing carbonate reservoirs under excessive pressures in fields of precaspian depression taken as an example // II AAPG / SVG Internetional Congress and Exhibition. - 1996. -A26.

50. Пат. 1762454 СССР, МКИ 5 в 01 Д 19/00. Установка для обработки газожидкостного потока /В.Ф. Перепеличенко, П.В. Михальков, B.C. Левченко. - N 4872158/26; Заявл. 10.10.90; Не публ.

51. А.с. 432537 СССР, МКИ G 06 G 7/40. Электроинтегратор для решения краевых задач / В.Ф. Перепеличенко. - N 18702208/ 18-24; Заявл. 27.12.72; Опубл. 15.06.74; Б.И. N 22.

52. А.с. 1745681 СССР, МКИ 5 G 01 11/00. Способ определения вязкости жидкой фазы / В.Ф. Перепеличенко, B.C. Левченко П.В. Михальков. - 4696313/25; Заявл. 03.04.89; Опубл. 07.07.92, Бюл. N 25.

Соискатель -Z^^^yî^/lL В.Ф. Перепеличенко

Заказ - № 114 Подписано к печати 18 ноября 1996 г. Тираж - 150 экз. 2 уч.-изд. листа. Ф-т 84x108/32

Автореферат отпечатан по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ