Ключевые слова: карбонатный коллектор, повышение нефтеотдачи, нестационарное заводнение, циклическое воздействие, метод изменения направления фильтрационных потоков, нефть, смачиваемость

•развитая вертикальная и горизонтальная трещиноватость коллектора;
•литолого-фациальная изменчивость продуктивных карбонатов, которая обуславливает значительную неоднородность ФЕС как по разрезу, так и по площади залежей;
•смешанный тип смачиваемости породы-коллектора с преобладанием гидрофобного;
•слабовыраженная капиллярная пропитка (Квыт около 5%);
•наличие битуминозного вещества в порах (уменьшение доли подвижных запасов);
•повышенная вязкость пластовой нефти (соотношение вязкости нефти и пластовой воды 10-25 ед.)
•наличие парафинов, низкая газонасыщенность;
•недостаточность пластовой энергии для фильтрации флюида из матрицы.

К технологическим факторам риска относят:

•низкие коэффициенты вытеснения и охвата;
•прогрессирующее обводнение;
•неэффективность вытеснения нефти водой;
•несформированная система ППД.

Многолетний опыт реализации нестационарного заводнения (НЗ) и изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП), в том числе на месторождениях с карбонатными коллекторами, показывает, что эти методы регулирования разработки обладают широкими возможностями и требуют незначительных материальных затрат для их внедрения. Достоинством этих методов является также то, что они могут
применяться практически на любом этапе разработки нефтяных месторождений.
Теоретическое и экспериментальное объяснение метода нашло развитие в работах таких выдающихся ученых-нефтяников как М.Л. Сургучев, А.А. Боксерман, В.Г. Оганджанянц, А.Т. Горбунов и других.
Механизм процесса заключается в том, что в пластах с разной нефтенасыщенностью, обусловленной как макро- и микронеоднородностью, так и отбором жидкости и нагнетанием воды через скважины, искусственно создается неустановившееся состояние давления и движения жидкости. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбором жидкости из скважин в определенном порядке путем их
периодического повышения и снижения. При этом возникают благоприятные условия
для эффективного проявления внутренних видов энергии залежей – упругости и капиллярных сил, под действием которых нефть полнее и равномернее вытесняется водой.
Нестационарное воздействие, создавая знакопеременные перепады давления между
зонами разной насыщенности, способствует преодолению прерывистого характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей и, как следствие, повышению охвата заводнением неоднородных пластов. Изменение направления потоков жидкости между скважинами усиливает этот процесс.
Важную роль в эффективности нестационарного заводнения играют процессы капиллярной пропитки, за счет которой в период снижения пластового давления происходит интенсивное перераспределение жидкостей в пласте. В результате этого водонасыщенность более проницаемого (более обводненного) слоя уменьшается за счет вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев.
На протяжении последних нескольких лет специалисты АО «ВНИИнефть» осуществляют научное сопровождение работ по повышению эффективности разработки Северо-Хоседаюского, Западно-Хоседаюского, Висового и Харьягинского месторождений с применением технологий системно-ориентированного НЗ и ИНФП с учетом текущего состояния разработки на основе многофакторного анализа, обоснования
первоочередных участков воздействия, прогноза дополнительной добычи нефти и прироста запасов, комплексирования программ нестационарного воздействия с имеющимися программами ГТМ, МУН и возможных технологических ограничений для получения синергетического эффекта по объекту воздействия.
Основной целью данных работ является повышение эффективности разработки вышеуказанных месторождений за счет усиления выработки малопроницаемых участков пласта (матрицы коллектора) и недренируемых зон между скважинами, снижения отборов попутной воды и увеличения нефтеотдачи в целом.

На современный этап развития нефтедобычи в Западной Сибири поддержание и наращивание добычи нефти в большей степени обеспечивается, за счет ввода в разработку низкопроницаемых и ультранизкопроницамых пластов. Разработка подобных объектов ведется, как правило, с применением интенсивных систем разработки и применением ГРП на всем фонде пробуренных скважин.
Согласно действующим регламентирующим документам, выбор системы разработки ведется в проектном документе путем вариантных расчетов на гидродинамической модели (ГДМ). Которая, в свою очередь, имеет в основе детерминированную геологическую модель, соответствующую, имеющемуся на дату проектирования, представлению о начальном состоянии геологического объекта. При этом, очевидно, что фактическое состояние геологического объекта, в каждый конкретный момент времени, определяется, в том числе, привнесенными в процессе разработки техногенными воздействиям. И чем выше интенсивность такого воздействия, тем сильнее изменения состояния геологического объекта. А, как показывает практика, в условиях низкопроницаемого пласта такие эффекты особенно заметны.
В процессе разработки меняются изначальные геомеханические, фильтрационно-емкостные свойства, тип коллектора из преимущественного порового преобразуется в порово-трещинный, что определяем в дальнейшем преимущественное направление движение пластового флюида. Очевидно, что созданная таким образом техногенная система каналов низкого фильтрационного сопротивления (далее – НФС) не должна иметь случайный характер. Необходимо одновременно с обоснованием плотности сетки и системы размещения добывающих и нагнетательных скважин планировать организованную схему каналов НФС для их последующего использования в качестве элемента системы разработки. Резюмируя изложенное, можно сделать вывод, что в случае, когда в процессе разработки провоцируется изменение структуры коллектора и механизма выработки запасов, «классическая схема» обоснования системы разработки, путем вариантных расчетов на исходной детерминированной геологической модели, требует корректировки в части учета динамического изменения геомеханического состояния коллектора. В результате анализа реализации систем разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» подтверждена актуальность разработки и внедрения методического подхода (алгоритма) обоснования системы разработки в условиях динамического преобразования структуры ультранизкопроницаемого порового коллектора.
Методами специальных геофизических, гидродинамических, трассерных исследований, а также на основании геолого-промыслового анализа доказан факт преобразования порового коллектора в коллектор порово-трещинного типа при интенсивной разработке. Сформированы предложения по корректировке известной системы разработки одного их месторождений Сургутского района с применением системы каналов НФС в качестве элемента системы разработки.

Ключевые слова: учет углеводородной продукции, методика разделения добычи, алгоритм, компонентный состав газа, попутный нефтяной газ, газ газовой шапки, растворенный газ, определение типа насыщения залежи

Развитие технологий, законодательной базы в области недропользования и налоговой системы в настоящее время позволяют вводить новые объекты разработки, имеющие ряд факторов, осложняющих их эксплуатацию и считавшихся ранее нерентабельными. Среди таких объектов находятся и нефтяные оторочки с массивной газовой шапкой (ГШ). Основным подходом к разработке таких объектов является первоочередная добыча нефти, с целью минимизации ее потерь при падении давления в залежи. Однако даже при организации системы заводнения для поддержания пластового давления разработка нефтяной части залежи сопровождается локальными снижениями пластового давления, в результате чего происходит прорыв газовой шапки в нефтяную скважину.

Прямым фактором, свидетельствующем о прорыве газа, является увеличенное значение газового фактора (ГФ) добываемой продукции по сравнению с начальным газосодержанием нефти. В случае прорыва газа ГШ необходимо производить корректный учет добываемой продукции, а именно производить количественную оценку добываемой нефти, конденсата, растворенного газа и газа ГШ. Корректное определение количества каждого типа добываемого газообразного и жидкого продукта позволяет недропользователю правильно списать запасы с государственного баланса в процессе разработки, а также составить достоверный прогноз добычи жидких и газообразных углеводородов (УВ). 

В рамках представляемого доклада на примере разрабатываемого нефтегазоконденсатного объекта одного из месторождений Большехетской впадины показано применение алгоритма разделения добываемой из нефтяных скважин смешанной жидкой и газообразной углеводородной продукции. В исследовании в основе алгоритма заложена методика распределения добычи жидких углеводородов (ЖУВ) и газа на основе данных промысловой отчетности (показатели из месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) и технологических режимов, данные исследований скважин, исследований флюидов и др.). Кроме того, показана возможность учета данных о компонентном составе газов для верификации полученных результатов разделения, а также для самостоятельного превентивного анализа типа добываемого флюида.

Ключевые слова: кристаллический фундамент, кора выветривания, трещиноватость горных пород, тектонические нарушения, сдвиговые деформации

По мере усложнения структуры разведываемых и разрабатываемых залежей нефти и газа стали актуальны вопросы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. Сложные геологические условия залегания (большие глубины, блоковая структура залежей, различные водонефтяные контакты, малая размерность залежей) заставляют геологов тщательно оценивать риски бурения скважин. 

Успешное решение задач поиска новых и доразведки уже открытых залежей УВ заключается в детальном и целостном изучении геологических особенностей объектов с точки зрения геодинамики, сейсморазведки и седиментологии, на основании комплексирования использования которых становится возможным уточнение геологической модели строения базальных отложений, выделение ключевых характеристик сложнопостроенной залежи УВ. Методы исследований включают детальную интерпретацию кубов и разрезов 3D сейсморазведки, анализ данных ГИС и исследований керна. 

В качестве примера представлены данные отдельных месторождений территории Северный Банат в Республике Сербия. Объектами исследования являются базальные отложения, залегающие на породах фундамента и породы фундамента, преобразованные процессами регионального метаморфизма. В строении кристаллического фундамента отмечаются такие особенности как наличие разломов, субвертикальных зон деструкций, выраженная мозаичность в морфо- логии поверхности кровли фундамента. Разломы в фундаменте играют не только структурообразующую роль, но и инициируют гравитационные процессы. На керне в интервалах фундамента (зеленых сланцах) найдены следы нефти, выявлены малоразмерные блоки в строении фундамента. 

По результатам проведенных исследований сделан вывод, что в породах фундамента содержится флюид. В плотных породах фундамента (метаморфизованных сланцах) трещинный тип коллектора. В осадочной части присутствуют порово-трещинный и поровый тип коллектора. Механизм формирования данного типа коллектора связан с активным разрушением – «брекчированием». 

Зоны разрушения, прилегающие к разломам, и зоны сдвига являются площадями увеличенной проницаемости. В результате выполненных исследований по обобщению и комплексированию материалов структурных построений и литологических данных на новом перспективном участке было рекомендовано строительство эксплуатационной скважины, по результатам бурения которой в интервале на границе фундамента и осадочного чехла получен фонтанный приток нефти.

Ключевые слова: полимерное заводнение, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, выбор месторождений, методика ранжирования, экстремальные условия

Первичные методы разработки могут обеспечить добычу лишь 5–15 % извлекаемых запасов нефти на протяжении 1–5 лет, что, несомненно, недостаточно, учитывая среднюю продолжительность жизни месторождений – около 30 лет. Вторичные методы, подразумевающие искусственное поддержание пластового давления, позволяют поднять коэффициент извлечения нефти (КИН) лишь до 30-35 %. Внедрение технологий повышения нефтеотдачи, таких как полимерное заводнение, может значительно увеличить добычу нефти, вплоть до 50–60 % КИН на некоторых объектах. Полимерное заводнение может применяться как вторичный метод добычи, так и в качестве третичного, что дает ему преимущество перед большинством других методов увеличения нефтеотдачи. 

Полимерное заводнение представляет собой закачку вязкой воды. За счет своих вязкостных свойств полимерный раствор способствует более полной выработке запасов нефти, повышая коэффициент охвата вытеснением и снижая негативное влияние неоднородности пласта по проницаемости. Технология полимерного заводнения обладает широкими границами применимости, и, фактически, может быть применена везде, где уже используется или может быть внедрена система поддержания пластового давления (ППД), в том числе в достаточно экстремальных условиях. 

Вопреки распространенному мнению, технология полимерного заводнения эффективна не только для вязких нефтей. При высоком контрасте проницаемости пласта происходит неравномерная выработка запасов, внедрение полимерного заводнения позволяет охватить ранее не дренируемые запасы, расположенные в менее проницаемых зонах. 

Современные разработки в производстве химии для повышения нефтеотдачи позволяют расширить области применения технологии в части максимальных значений мине- рализации и температуры. Недавние исследования приводят успешные результаты тестов полимеров, стабильных при 130 °C в растворе с минерализацией 230 г/л. В этой связи особенно актуальным становится исследование критериев применимости полимерного заводнения, а также создание комплексной методики отбора и ранжирования объектов для успешного внедрения технологии. 

Авторами была разработана универсальная методика оценки перспективности месторождений-кандидатов для внедрения технологии полимерного заводнения, которая позволяет оперативно ранжировать объекты и фокусироваться на наиболее релевантных из них.

Ключевые слова: многосегментная скважина, тонкая нефтяная оторочка, горизонтальные скважины, интеллектуальное заканчивание, прорывы воды и газа, шельфовое месторождение

По мере истощения «традиционных» запасов нефти актуальным направлением становится разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками. Высокий риск опережающего прорыва газа из газовой шапки с одной стороны и преждевременного подтягивания подошвенной воды с другой обуславливают необходимость поиска инструментов для повышения эффективности разработки нефтяных оторочек. В работе представлены результаты гидродинамического моделирования объекта с нефтяной оторочкой одного из перспективных месторождений Каспийского региона. 

Разработка рассматриваемого объекта предполагается с применением системы горизонтальных скважин, что позволит продлить максимальный годовой уровень добычи нефти. С целью решения проблем прорыва газа и воды на месторождении в гидродинамической модели реализован вариант нижнего заканчивания скважин с устройствами активного регулирования притока за счет использования многосегментных моделей скважин. Предлагаемый в работе алгоритм оптимизации переключений (изменения режимов работы) интеллектуальных устройств управления скважиной заключается в автоматизации регулирования площади поперечного сечения клапанов (соответствующих сегментов) при достижении в них заданных ограничений. Удобство данного подхода определяется возможностью гибко варьировать набор ограничений, охватывая ожидаемые «проблемные» проявления в стволах скважин с учетом геолого-физических характеристик разрабатываемых залежей и опыта эксплуатации аналогичных месторождений. 

Рассчитаны технологические показатели разработки нефтяной оторочки изучаемого объекта в двух конфигурациях: многосегментные скважины с управлением сегментами и скважины без заканчивания. Результаты расчетов указывают на то, что предложенный авторами подход позволяет увеличить производительность скважин до 40 % по нефти сравнительно с вариантом без «интеллектуального» заканчивания. За счет позонного контроля за профилями притока возможно добиться продления периода «плато» добычи по месторождению на 20-25 % (до 12 мес.) и увеличения коэффициента нефтеотдачи по нефтяной оторочке (с 0,1 до 0,2 д.ед.) 

Данные факторы могут сыграть важную роль в экономическом обосновании выбора варианта ввода в разработку второстепенного (при традиционном освоении) объекта с тонкой нефтяной оторочкой.

При освоении участков, ранее не введенных в эксплуатацию даже на объектах, находящихся на поздней стадии разработки, специалисты сталкиваются с проблемой несоответствия данных геофизических исследований скважин (ГИС) вновь вводимых скважин с данными геологической модели участка и недостаточной достоверностью геологической основы участка. При этом полученные новые данные о геологическом строении участка, в процессе его освоения, зачастую приводят к необходимости в значительной степени менять проектные решения. 

Выполненный анализ более 2 тыс скважин показал, что в процессе реализации нового фонда в 50 % случаях вне- сены изменения в проектные решения. Современные методы, применяемые для минимизации рисков при вводе в эксплуатацию новых участков на разрабатываемом месторождении, направлены на детализацию геологической модели участка. Это позволяет сузить границы неопределенности данных, но обоснование схемы размещения новых скважин на не освоенных участках, с учетом геологической изменчивости, подтвержденной в разбуренных частях эксплуатационного объекта, сегодня не выполняется, по причине длительной проработки большого объема данных. 

Проведенный анализ влияния геологических параметров, на оценку запасов нефти на разрабатываемых месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная – Сибирь», показал, что риск не подтверждения геологического строения осваиваемого участка связан с геологическими параметрами, от которых зависят эффективные нефтенасыщенные толщины и площадь нефтеносности. 

С целью повышения эффективности нового фонда на разрабатываемых месторождениях, разработан и внедрен подход, направленный на оптимизацию проектного фонда скважин. Его отличительной особенностью является применение существующих практик создания вариативных геологических моделей на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки при оптимизации проектного решения по не освоенному участку с учетом геолого-геофизических рисков, подтвержденных на собственном объекте фактически введенными скважинами.

Ключевые слова: адаптация моделей, иерархическая модель, продвинутое огрубление, численное моделирование, ускорение расчетов, разработка залежей

Целью работы является ускорение и автоматизация процесса настройки полномасштабных фильтрационных моделей нефтяных залежей на историю разработки с применением новых вычислительных возможностей, предоставляемых облачными решениями (cloud computing). Для ускорения и повышения надежности процесса поиска параметров настройки модели использовалась иерархическая модель, содержащая несколько уровней детализации. 

Каждый уровень такой модели построен на базе продвинутого огрубления (advanced coarsening), включающего повышение уровня (upgridding) сетки и масштабирование (upscaling) свойств базовой модели на заданный уровень детализации. Традиционный алгоритм настройки параметров моделей модифицировался с учетом иерархичности модели. Начиная с верхнего (грубого) уровня выполняется настройка наиболее важных интегральных показателей залежи: среднее пластовое давление, параметры законтурной зоны, накопленные объемы закачки и добычи и т.п. На более детальных уровнях настраиваются интегральные и текущие показатели по скважинам. 

Применение метода сглаживания ансамблей ES-MDA позволило создавать большие по размеру ансамбли, каждый элемент (реализация) которого независим друг от друга и может рассчитываться параллельно. Распределение расчетных сценариев ансамбля на облачные сервера позволяет при росте общего объема вычислений сократить время и число итерации по сходимости параметров при адаптации модели. Тестирование рассматриваемого подхода выполнялось в рамках полномасштабной модели трехфазной фильтрации нефти. 

Показана успешная реализация и применение рассматриваемых алгоритмов с целью максимизации ускорения процесса адаптации полномасштабных моделей на основе многообещающей технологии облачных вычислений, позволяющей гибко подстраиваться к пиковым и массивным вычислительным нагрузкам. 

Общее сокращение времени получения приемлемого уровня адаптации достигает один-два порядка. Внедрение в практику таких технологий позволит отработать методики автоматизированной настройки моделей с минимальной «ручной» работой специалистов и решить многие другие производственные задачи оптимизации на полномасштабных интегрированных моделях, тем самым – предоставить лучшие решения для бизнеса.

Ключевые слова: микросервисы, Ingenix Cost Manager, интернет-магазин, стоимостной инжиниринг, отечественное ПО

Разрабатывая собственные ИТ-решения, компания Ingenix Group придерживается концепции максимальной гибкости и скорости за счет повторного использования кода. В качестве элементов, которые можно повторно использовать, был выделен ряд ключевых микросервисов. Использование микросервисной архитектуры позволяет: – оперативно реагировать на потребности, как отдельных заказчиков систем, так и на новые требования рынка; – учитывать объем услуг и способ их предоставления, востребованный каждым конкретным заказчиком; – избегать необходимости блокировки целых ИТ-систем при обновлении отдельных микросервисов: расчетных моделей, интеграционных связок и т.д. 

Таким образом, внедряемые Ingenix Group автоматизированные системы предпроектного стоимостного инжиниринга в нефтегазовой отрасли могут быть как частью сложных бизнес-процессов вертикально интегрированных компаний, так и удобным онлайн инструментом отдельного эксперта отросли. Микросервисный подход применятся Ingenix Group на целом ряде ИТ-решений в области предпроектного стоимостного инжиниринга нефтегазовых проектов и уже доказал свою эффективность и коммерческую привлекательность.