ROGTEC Magazine Issue 55 by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Отчет RPI: Рынок ЗБС RPI Reports: Sidetracking Market Газпром ВНИИГАЗ: Подсчет запасов Gazprom VNIIGAZ: Reservoir Estimation Роберт Муфазалов: Моделирование пластов Dr Robert Mufazalov: Reservoir Modelling

Официальное издание RDCR 2019 Official Publication to RDCR 2019

Интеллектуальные месторождения Intelligent Fields

Надежные и быстрые соединения Для обеспечения быстрого, высокомоментного и надежного соединения труб нами созданы две модели ключей 9⅞ HS-40 и 9⅞ HS-55, которые в сочетании с малыми габаритами позволяют работать на небольших рабочих площадках установок малой грузоподъемности. Наша вертикально открывающаяся дверца SPACE SAVER™ с гидравлическим приводом позволяет работать с ключом в рабочих зонах значительно меньших размеров и заметно снижает трудоемкие операции. Встроенная система блокировки замка дверцы снижает случайные повреждения или ненадежное закрытие. Имея более чем 60-летний опыт в проектировании, испытании и производстве гидравлических ключей для нефтегазовой отрасли промышленности, мы прежде всего обращаем внимание на совершенствование трубных соединений. Убедитесь в том, что вы используете оборудование, обеспечивающее самое надежное соединение. Узнайте больше посетив сайт: eckel.com/SPACESAVER

Вертикально открывающаяся дверца с гидроприводом SPACE SAVER™ Заявленная на патент вертикально открывающаяся дверца с гидроприводом срабатывает в течение 2-х секунд, позволяет работать с ключом в значительно ограниченном пространстве буровой площадки.

4 ROGTEC

CORALINA.RU

OIL-GAS@CORALINA.RU www.rogtecmagazine.com

Ключи серии 9-7/8 HS

HS-40 (Новинка 2018 года)

Рабочий диапазон

3½ - 9⅞ дюйма (88,9 - 250,8 мм)

Размеры [1]

38,5 x 59 дюймов (977,9 x 1498,6 мм)

42 x 61 дюймов (1066,8 x 1549,4 мм)

35 дюймов (889 мм)

36 дюймов (914,4 мм)

2000 фунтов (907,2 кг)

2650 фунтов (1202 кг)

Высота Вес

HS-55

[ 2]

Максимальный крутящий момент при 2500 фунт/кв. дюйм (172 бар): Максимальный крутящий момент

40000 футо-фунтов (54233 Нм)

55000 футо-фунтов (74570 Нм)

Максимальная скорость вращения при 65 гал/мин (246 л/мин): Максимальная скорость вращения

Высокая-высокая 110, Высокая-Низкая 55 Низкая-Высокая 16, Низкая-Низкая 8

Высокая-высокая 87, Высокая-Низкая 44 Низкая-Высокая 13, Низкая-Низкая 7

Тип головки захвата

Шарнирная или скользящая головки (Согласно заказу)

Тип стопора

Клиновой привод стопора Tri-Grip®

Рабочий диапазон Высота Вес [1]

3½ - 11 дюйма (88,9 - 279,4 мм)

[3]

[1] [2]

С ручками корпуса,

[2]

68 дюймов (1727,2 мм)

69 дюймов (1752,6 мм)

3500 фунтов (1587,6 кг)

4400 фунтов (1995,8 кг)

Вес приблизительно,

[3]

Ключ со стопором

eckel.com/spacesaver

Встроенная блокировка безопасности замка дверцы: Безотказная блокировка замка дверцы предотвращает от несчастных случаев при работе с ключом. Снижаются непредвиденные повреждения и действия в обход рабочих операций путем установки на корпусе ключа блокировки безопасности замка дверцы - гидрораспределителя с управлением от кулачка.

ECKEL.COM

Клиновой привод стопора Tri-Grip® Клиновой привод стопора отличается исполнением с тремя головками, которые охватывают тело или соединение трубы с равномерно распределенным усилием захвата. Стопор предназначен для работы с размерами труб и трубных соединений от 3-1/2 до 11 дюймов (88,9 – 279,4 мм).

SALES@ECKEL.COM H YD R AU LIC PO WE R T ONGS

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@rogtecmagazine.com

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG Worldwide Publishing S.L.

Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from TMG Worldwide Publishing S.L.

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях адресов, написав: info@rogtecmagazine.com

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: info@rogtecmagazine.com

2019

5-й KDR - Скважинный Инжиниринг Сентябрь 2019, Дворец Независимости, Астана Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым спонсором - АО НК «КазМунайГаз»

На форуме, который пройдет в форме круглого стола, будут затронуты такие важные вопросы по скважинному инжинирингу, как: • Бурение через зоны низкого давления • Буровые растворы • Устойчивость стенок скважины • Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП • Многостадийный ГРП • Перфорация • Охрана труда и техника безопасности на буровых установках Партнер мероприятия

www.rogtecmagazine.com

www.kazdr.kz

ROGTEC doug.robson@rogtecmagazine.com

Снижает затраты на бурение! благодаря 75% снижению общих затрат на противоизносную наплавку уменьшению к-ва СПО снижению простоев повышению эффективности бурения

www.hardbandingsolutions.com eurasia@hardbandingsolutions.com

Содержание

Contents

Отчет RPI: Перспектива падения объема нефтедобычи поддержит рынок ЗБС

RPI Reports: The Predicted Oil Production Decline Will Boost the Sidetracking Market

Газпром ВНИИГАЗ: Прикладные и научные решения, примененные при подсчете запасов углеводородов в терригенных и карбонатных коллекторах базовых месторождений ПАО «Газпром»

Gazprom VNIIGAZ: Scientific Solutions for Estimating Reserves in Terrigenous and Carbonate Reservoirs

Фундаментальные основы подземной гидродинамики и квантомеханический взгляд на модель пласта

Fundamentals of Subsurface Hydrodynamics and a Quantum-Mechanical View of the Reservoir Model

Газпром ВНИИГАЗ: Прогноз нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений района Обской и Тазовской губ Карского моря

Gazprom VNIIGAZ: Predicating the O&G Bearing Capacities of the Ob and Taz Bays

KDR 2018: В Астане состоялся Форум 4-й KDR Скважинный Инжиниринг

KDR 2018: Astana Hosted the 4th KDR Well Engineering Forum

Газпромнефть НТЦ: от цифрового к интеллектуальному месторождению

Gazpromneft NTC: From Digital to Intelligent Fields

Газпромнефть НТЦ: Перспективы применения гибких насосно- компрессорных труб в России

Gazpromneft NTC: Coiled Tubing for the Future

Программное решение для автоматической оптимизации логистики во время бурения и освоения скважин

104

42 8 ROGTEC

A Software Solution for Automatic Optimization of Logistics During Well Drilling and Flowback Operations

76 www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Перед вами заключительный выпуск журнала ROGTEC в этом году. И я тем временем хотел бы объявить о моем уходе из этой невероятно интересной отрасли и об окончании многих лет моего вклада в ROGTEC — ведущего журнала по разведке и добыче нефти в России и Каспийском регионе! На протяжении 15 лет выхода ROGTEC, отрасль пережила много взлетов и падений. Я имею в виду предшествовавшие всемирному спаду высочайшие цены по 150 долларов за баррель, обвал нефтяных цен, замедливший рост и инвестиции в сектор как в глобальном, так и в местном масштабе, дополнительные тревоги на российском рынке, которому выпало испытание в виде западных санкций. Но за годы, проведенные на нефтяном рынке, я понял главное — его силу. Нефтяной сектор выжил, и российский рынок не исключение, и это, как я уверен, доказало его устойчивость перед внешним давлением. Разработав основательную программу «импортозамещения» и переключив внимание на подрядные технологии и услуги за пределами Европы и Северной Америки, Россия перестроилась и будет идти вперед, несмотря на то, с чем она может столкнуться в будущем. Когда этот номер поступил в печать, цена барреля крупно просела, Катар объявил о своем выходе из ОПЕК накануне встречи этой организации через пару дней. Увидим ли мы ожидаемое сокращение производства, чтобы смягчить падение цен? Будущий путь сектора может быть ухабистым, но я прогнозирую, что сейчас, как и в прошлом, нефтяной сектор и дальше будет приспосабливаться, усвоив или не усвоив уроки прошлого! Возвращаясь к этому номеру ROGTEC, я хотел бы поблагодарить и приветствовать вклад Газпром

10 ROGTEC

ВНИИГАЗ, который изучает оценки нефтяного месторождения и геологии Обского залива, а также повышает производительность бурения. У нас есть несколько прекрасных статей от компании Газпром нефть, рассматривающих оцифровку месторождений и необходимость тяжелого оборудования для гибких труб, от RPI, присматривающегося к региональному рынку зарезки боковых стволов, и от Роберта Муфазалова, занимающегося оценками месторождений. Мы также даем обзор Форума «KDR — Скважинный инжиниринг», который проходил в Астане в сентябре этого года. Форум KDR был организован в непосредственном партнерстве с компаниями АО НК КазМунайГаз и НИИ ТДБ КМГ и представлял собой самое большое и самое важное собрание специалистов по бурению и добыче в Казахстане — встречу для обсуждения самых последних региональных разработок, инвестиций, историй успеха, а также для обмена знаниями, для продвижения новейших технологий и услуг. Форум предоставил прекрасную платформу для делового общения; более подробная информация о проведенном мероприятии сожержится на странице 76 текущего выпуска. Я был рад служить этой отрасли, отрасли, по которой я буду скучать, но от которой никогда не уйду далеко. В этом последнем редакторском слове я хочу поблагодарить всех, с кем мне довелось встречаться и работать все эти годы. Желаю вам и вашим близким Веселого Нового Года и Счастливого Рождества! Надеюсь, вам понравится этот выпуск. Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Решение проблемы узкого диапазона окна бурения и минимизация поглощений С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ЖИДКОСТЕЙ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ BaraECD® Неконтролируемая эквивалентная плотность циркуляции может привести к гидроразрыву пласта при бурении и непроизводительному времени . Система бурового раствора BaraECD® призвана обеспечивать низкую и контролируемую эквивалентную плотность циркуляции при строительстве скважин, характеризующихся узким окном давлений, сводя тем самым к минимуму риск гидроразрыва пласта. Уникальный химический состав системы обеспечивает низкую вязкость и высокую выносящую способность для эффективной очистки скважины и предотвращения осаждения твердой фазы, а также снижает риски прихвата колонны труб и сальникообразования. Свяжитесь с нами, чтобы получить информацию о возможностях оптимизации буровых операций и повышения ценности активов вашего предприятия.

halliburton.com/baroid

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to the last issue of ROGTEC in 2018 and with it,

oilfield reservoir estimation and the geology of the Ob Bay and

I would also like to announce my retirement from this fantastic

also on improving drilling efficiency. We have some excellent

industry and my many great years contributing to ROGTEC -

contributions from Gazprom Neft, looking at the Digitalization

Russia and the Caspian´s leading upstream magazine!

of the Oilfield and the need for heavy CT equipment with RPI

Throughout the last decade and a half of editing ROGTEC, the industry has been through highs and many lows. I refer to the

looking at regional side-tracking market and Dr. Robert looking at reservoir estimations.

pre-worldwide downturn highs of $150 dollars per barrel, to the

We also review the KDR Well Engineering Forum that was held

oil price crash that slowed growth and investment in the sector

in Astana this September. The KDR hosted in direct partnership

globally, and closer to home, plus the additional pain the Russian

with KazMunayGas and the SRI PDT, sees the largest and

market that has to endure from the Western imposed sanctions.

most important gathering for the Kazakh drilling and production

But, the one thing I have learnt from the oil markets over the years, is its strength. The oil sector is a survivor and the Russian market is no different – a point which I believe has been proven with its resilience to the external pressures placed upon it. With a solid “import replacement” program and a shift to outsourced

sphere – meeting to discuss the latest regional developments, investments, success stories and to knowledge share and learn about the latest technologies and services on offer. The KDR provided the perfect networking platform – read all about it on page 76.

technologies and services from outside of Europe and North

It has been a pleasure to serve this industry, an industry I will miss

America, Russia has adjusted and will continue to, whatever the

but never be far from, and with my last editorial words, I would

future may hold.

like to thank everyone I have had the pleasure in meeting and

At the time of going to print, the price of the barrel saw a big

working with over the years.

drop in price, Qatar announced its withdrawal from OPEC and

I wish you all a very happy holiday period – may you all enjoy

with OPEC due to meet in a couple of days – will we see the

the New Year celebrations and all the best to your families and

expected production cut, to help ease the price drop? The future

futures.

of the sector may be bumpy, but my prediction is that, as in the past, the oil sector will continue to adapt, with or without learning the lessons from the past! Back to this issue of ROGTEC and I would like to thank and welcome the contribution from VNIIGAZ. VNIIGAZ are looking at

12 ROGTEC

I hope you enjoy this issue Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

БУРЕНИЕ

Вадим Кравец

Vadim Kravets

Отчет RPI: Перспектива падения объема нефтедобычи поддержит рынок ЗБС RPI Reports: The Predicted Oil Production Decline Will Boost the Sidetracking Market

ынок зарезки боковых стволов (ЗБС) является одним из важнейших сегментов российского нефтесервисного рынка (НСР), на его долю в 2017 году приходилось 8,7% от общего объема НСР. В последние десять лет этот сегмент развивался, демонстрируя заметные темпы роста. Эта операция стала эффективным методом поддержания дебитов на старых скважинах в традиционных добывающих регионах, заняв достойное место в ряду других способов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи (ИД). В 2017 году тенденция увеличения объема рынка ЗБС продолжилась, и темпы его прироста были равны 10,5%. В дальнейшем этот рынок в денежном выражении продолжит расти, и к 2030 году его объем может достичь уровня 339 млрд руб. Залогом такого тренда может стать все более реальная угроза падения объема добычи нефти в стране, заставляющая нефтяников использовать все доступные технологические способы для его предотвращения.

14 ROGTEC

he sidetracking (ST) market is one of the most important segments of the Russian oilfield services market (OSM); in 2017, its share in the total OSM volume was 8.7%. In the past ten years, this segment has been on the rise, demonstrating a remarkable growth rate. This operation has become an effective method of maintaining production rates for old wells in traditional producing regions, taking its rightful place among other methods of enhanced oil recovery (EOR) and production stimulation (PS). In 2017, the uptrend in the ST market continued, showing a growth rate of 10.5%. In the future, this market will continue to grow in money terms and may reach RUB 339 billion by 2030. One factor that may reinforce this trend is the increasingly real threat of a decline in oil production in the country, forcing oil companies to use all available techniques to prevent it. Since 2007, the number of ST operations in Russia has been predominantly growing. Between 2007 and 2017, the total number of operations of this type increased by www.rogtecmagazine.com

DRILLING С 2007 года число операций ЗБС в России в основном росло. Всего за период 2007-2017 гг. количество операций такого рода увеличилось на 137%, с 1,5 тыс. до 3,6 тыс. в год. Годовые темпы роста количества операций ЗБС в этот период выросли с -1,7% в 2009-м до максимума в 20,9% в 2013 году (см. график 1). Значительный рост числа операций ЗБС в эти годы связан с первоначальным проникновением новой технологии на рынок. Дополнительным стимулом увеличения явилось Постановление Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 года N 71 «Об утверждении «Правил охраны недр». В нем затрагивался вопрос ограничения

137%, from 1500 to 3600 per year. Over the same period, the annual rates of growth in the number of ST operations increased from -1.7% in 2009 to a maximum of 20.9% in 2013 (see Figure 1). A significant increase in the number of ST operations during these years was due to the initial market penetration of the new technology. Yet another stimulus for this increase was Resolution No. 7 of the Federal Mining and Industrial Inspectorate of the Russian Federation (Gosgortekhnadzor) of June 6, 2003 entitled “On the Approval of the ‘Subsurface Resources Conservation Regulations.” It touched upon the issue of limiting the number of idle wells – according to this document, their 3,563

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: CDU TEK, RPI analysis

3,045

3,165

3,225

2,715 темп роста, % growth rate, % 1,679 1,503

2,130

2,246

1,826 1,650

11.7%

20.9% 16.6% 22.2%

10.7% 5.4%

10.5%

3.9% 1.9%

-1.7% 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

График. 1. Количество операций ЗБС и темпы их роста в России в 2007-2017 гг., операции, % годового роста Fig 1. The number of ST operations and the rates of their growth in Russia, 2007–2017, operations, growth rate % p/a

количества бездействующих скважин – их доля в эксплуатационном фонде, согласно этому документу, не должна превышать 10%. В целях выполнения этой установки ВИНКи стали активно использовать ЗБС для вывода скважин из бездействия. В 2007-2017 гг. рост числа операций ЗБС наблюдался во всех регионах, в первую очередь в Западной Сибири и Волга-Урале. В этот период времени из всего прироста числа операций ЗБС в целом по России (+2060 операций) Западная Сибирь обеспечила увеличение на 1242 операции, а ВолгаУрал — на 696 (см. график 2). К 2017 году на два крупнейших добывающих региона – Западную Сибирь и Волга-Урал – суммарно www.rogtecmagazine.com

proportion in the producing well stock must not exceed 10%. Seeking to comply with this prescription, VIOCs began to increasingly use ST operations to put their idle wells back to work. In 2007–2017, the number of ST operations was growing in all regions, primarily in Western Siberia and the VolgaUral region. Out of the total Russia-wide increase in the number of ST operations during this period (+2060 operations), Western Siberia contributed an increase of 1242 operations, and the Volga-Urals contributed an increase of 696 operations (see Figure 2). By 2017, the two largest producing regions – Western Siberia and the Volga-Ural region – held a physical market share of 94.2% in aggregate, their individual shares being

ROGTEC 15

БУРЕНИЕ 3,563 Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: CDU TEK, RPI analysis

3,045

3,165

3,225

2,715 2,246

2,130 1,503

1,679

1,650

2008

2009

2007

Западная Сибирь Western Siberia

1,826

2010 Волга-Урал Volga-Urals

2011

2012

Тимано-Печора Timan-Pechora

2013

2014

Восточная Сибирь Eastern Siberia

2015

2016

2017

Прочие регионы Other regions

График 2. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 годах в разрезе регионов нефтедобычи, операции Fig 2. Changes in the number of ST operations in Russia plotted against time, 2007–2017, broken down by oil production region, operations

56.2% and 38.0%, respectively. By and large, such a significant weight held by the two regions in the total ST market can be explained by their weighty shares in the total oil well stock.

приходилось 94,2% рынка в физическом выражении, 56,2% и 38,0% соответственно. Весомые доли двух упомянутых регионов в общем объеме операций ЗБС во многом обусловлены их значительными долями в суммарном фонде нефтяных скважин.

During 2007–2017, another notable trend has emerged: since 2007, the share of horizontal sidetracking (HST) projects in the total ST market has increased 6% – from 50% to 56% (see Figure 3).

В течение 2007-2017 гг. проявилась еще одна примечательная тенденция – с 2007 года доля боковых горизонтальных стволов (БГС) в общем объеме ЗБС увеличилась на 6% – с 50% до 56% (см. график 3). Истощение запасов обусловило увеличение средней длины бокового ствола – с 2007 года этот показатель вырос на 100% и достиг 400 м. В совокупности с общим ростом количества операций ЗБС это обеспечило увеличение проходки по вторым стволам в 9,5 раз с 2007 года.

The depletion of reserves resulted in an increase in the average sidetrack length – since 2007, this figure has grown by 100% and reached 400 m. Combined with the overall growth in the number of ST operations, this brought about a 9.5-fold increase in sidetrack drilling meterage since 2007. In 2007–2017, the ST market kept growing in money terms, reaching a level of RUB 111.6 billion in 2017.

49.9%

49.4%

49.7%

49.8%

45.8%

50.3%

51.3%

50.8%

51.8%

55%

55.9%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

График 3. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 годах в разрезе регионов нефтедобычи, операции Fig 3. The proportion of HST projects in the total number of ST operations in Russia, 2007–2017, % Источник: анализ RPI Source: RPI analysis

16 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING В 2007-2017 гг. рынок ЗБС рос и в денежном выражении, достигнув в 2017 году уровня в 111,6 млрд руб. Причем только в одном 2017

Notably, in 2017 alone, the ST market increased by RUB 10.6 billion, demonstrating an annual growth rate of 10.5% (see Figure 4). 111.6

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: CDU TEK, RPI analysis

93.1 темп роста, % growth rate, %

31.7

44.1 36.3 21.4%

18.2%

101.1

78.8

52.7 31.5

96.7

33.5% 19.6%

18.1% 12%

10.5% 3.9%

4.5%

2015

2016

-3.1% 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2017

График 4. Объем рынка ЗБС в денежном выражении и темпы его роста в России в 2007-2017 гг., млрд руб., % Fig 4. The ST market value in money terms and the rates of its growth in Russia, 2007–2017, billion RUB, %

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

БУРЕНИЕ 3,563 3,045

Источник: данные компаний, анализ RPI Source: company data, RPI analysis

1,503

1,650

2,246

2008

1,826

44.1

31.5

2007

3,225

2,715

2,130 1,679

3,165

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Роснефть Rosneft

ТНК-BP TNK-BP

Сургутнефтегаз Surgutneftegaz

ЛУКОЙЛ LUKOIL

Газпром нефть Gazprom Neft

Славнефть Slavneft

Татнефть Tatneft

Башнефть Bashneft

РуссНефть RussNeft

Прочие Other

График 5. Динамика количества операций ЗБС в России в 2007-2017 гг., операции Fig 5. Changes in the number of ST operations in Russia plotted against time, 2007–2017, operations

году рынок ЗБС увеличился на 10,6 млрд руб., продемонстрировав годовой темп прироста в 10,5% (см. график 4). Средняя стоимость одной операции ЗБС в России в 2017 году осталась на уровне предыдущих двух лет, что вызвано высоким давлением заказчиков операций ЗБС на подрядные организации в части расценок на работы. В 2018 эта ситуация пролонгировалась – отраслевые эксперты отмечают, что крупные ВИНК настаивают на стабилизации цены на уровне 2017 года, а иногда и на сокращении стоимости операций на 10-15%. Этот расклад, судя по всему, сохранится и в 2019 году.

Состав крупнейших заказчиков неизменен

В 2017 году большинство крупных заказчиков увеличили число операций ЗБС: в 2017 году их количество в «Роснефти» выросло на +11%, в «ЛУКОЙЛе» – на +63%, в «Сургутнефтегазе» – на +4%. В итоге в 2017 году рынок ЗБС в физическом выражении вырос на 338 операций (+10,5% к 2016 году) и в общей сложности составил около 3,5 тыс. операций (см. график 5). В общей структуре рынка ЗБС в 2017 году «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» суммарно

18 ROGTEC

The average cost per ST operation in Russia remained at the same level in 2017 as it was in the previous two years, which was due to the intense pressure exerted by ST customers on ST on contractors in terms of job prices. This situation was prolonged through 2018 – according to industry experts, large VIOCs insist that prices be stabilized at the level of 2017, and sometimes also that the costs per operation be reduced by 10–15%. Apparently, this scenario will continue into 2019.

The Lineup of the Largest Customers Remains Unchanged

In 2017, the majority of large customers increased the number of ST operations: in 2017, their number in Rosneft increased by +11%, in LUKOIL – by +63%, and in Surgutneftegaz – by +4%. As a result, in 2017, the ST market grew in physical terms by 338 operations (+10.5% by 2016), reaching a total of some 3500 operations (see Figure 5). In 2017, the aggregate share held by Rosneft, Surgutneftegaz, and LUKOIL in the total ST market was 70%, their individual shares being 36%, 25%, and 9%, respectively (see Figure 6). The contractor entities can be split into two categories: independent companies and VIOC subdivisions. Figure 7 www.rogtecmagazine.com

DRILLING занимали 70% рынка ЗБС, с долями в 36%, 25% и 9% соответственно (см. график 6). Среди компаний-подрядчиков можно выделить независимые компании и структурные подразделения ВИНК. На графике 7 представлены доли отдельных подрядчиков в общем объеме операций. Наибольшие рыночные доли на рынке ЗБС в 2017 году имели: • «Сургутнефтегаз» – 25%; • «РН-Бурение» – 17%; • «УПНПиКРС» – 9%.

Башнефть Bashneft 1% Татнефть Tatneft 2% Славнефть Slavneft 4% Газпром нефть Gazprom Neft 6%

В сумме доля перечисленных компаний достигала 51%. В 2017 году подрядные организации изменили объемы работ по бурению боковых стволов. Большая часть компаний увеличила количество ЗБС в соответствии со спросом на услуги, что и обеспечило в конечном итоге упомянутый выше общий рост рынка ЗБС на 10,5%.

Роснефть Rosneft 36%

Прочие Others 17%

ЛУКОЙЛ LUKOIL 9%

Сургутнефтегаз Surgutneftegaz 25% Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: CDU TEK, RPI analysis

График 6. Доли отдельных заказчиков в общем количестве операций ЗБС в России в 2017 году, % Fig 6. Shares held by individual customers in the total number of ST operations in Russia, 2017, %

Помимо общего числа ЗБС, подрядные организации увеличивали количество бригад по зарезке вторых стволов, однако эта тенденция отстает от темпов роста количества операций, что позволяет сделать вывод об увеличении средней загрузки бригад ЗБС.

В 2017 году удельная эффективность работ по зарезке боковых стволов существенно отличалась по подрядным организациям. Среди крупных компаний наибольшее количество операций на одну бригаду наблюдалось у «РН-Бурения».

shows the shares held by individual contractors in the total number of operations. In 2017, the following companies had the biggest shares in the ST market: • Surgutneftegaz – 25%; • RN-Burenie – 17%; • EOR and Well WO Co. – 9%. In total, the share of the above-listed companies reached 51%. «РН-Бурение» RN-Burenie

17%

19%

1% 1% 1% 1% 1%

2% 2%

25%

4% 5%

«Сургутнефтегаз» Surgutneftegaz

«Таргин Бурение» Targin Bureniye IDS IDS

«УПНП и КРС» EOR and Well WO Co.

«Белоруснефть-Сибирь» Belorusneft-Siberia

«Самотлорнефтепромхим» Samotlorneftepromkhim

«Интегра» Integra

«КАТОБЬНЕФТЬ» CATOBNEFT

«ССК» SSC

Eurasia Drilling Company Eurasia Drilling Company

«НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ» NSH ASIA DRILLING

ООО «АРГОС» ARGOS, LLC

Прочие Others

«ТаграС» TagraS

6% 6%

www.rogtecmagazine.com

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: company data, RPI analysis

График. 7. Доли подрядчиков в общем объеме операций ЗБС в 2017 году, % Fig 7. Shares held by contractors in the total number of ST operations, 2017, %

ROGTEC 19

БУРЕНИЕ

Куда движется рынок

Основными факторами, определявшими направления развития рынка ЗБС в 2006-2017 гг., являлись: • рост фонда нефтяных скважин, в том числе горизонтальных; • падение дебитов на старых скважинах; • рост числа мероприятий ПНП, включая ЗБС; • снижение эффективности методов ПНП, включая ЗБС; • увеличение в структуре операций ЗБС числа БГС и снижение числа боковых наклонно-направленных стволов (БННС). В 2006-2017 гг. фонд нефтяных добывающих скважин в России вырос до 151 тыс. единиц, увеличившись за 11 лет на 23 тыс. скважин или на 18% по сравнению с показателем 2006 года. Этот показатель во многом определяет число операций ЗБС. При этом и максимальную долю от общего числа скважин, и максимальный прирост числа скважин обеспечили два региона – Западная Сибирь и Волга-Урал. К концу 2017 года в Западной Сибири находилось 85 тыс. нефтяных добывающих скважин (56% от общероссийского фонда), а в Волга-Урале – 57 тыс. скважин (38%). Увеличение числа скважин в 2006-2017 гг. происходило главным образом за счет ввода наклонно-направленных скважин. Число скважин, законченных строительством в 2017 году, в 1,9 раза превосходило аналогичный показатель 2007 года. Однако если доля горизонтальных скважин среди всех законченных строительством в 2007 году составляла только 10%, то в 2017 году она возросла до 33%. В 2007-2016 гг. доля бездействующих скважин в эксплуатационном фонде сократилась с 12,7% до 8,5%. В 2017 году эта доля возросла до 9,7% из-за введения ограничений на объемы добычи нефти. Увеличение числа скважин происходило на фоне снижения дебита на действующем фонде нефтяных скважин. Так, если в 2007 году среднесуточный дебит одной нефтяной скважины составлял 10,2 т, то к 2017 году этот показатель снизился на 10%, до 9,3 т. При этом на новых скважинах дебит сократился с 43,5 до 36,2 т (снижение на 7,3 т или на 17%), а на старых скважинах — с 9,8 до 8,8 т (снижение на 1,0 т или на 10%). Рост среднесуточного дебита на новых скважинах в 2016 году был обусловлен эффективным строительством скважин на уже эксплуатируемых месторождениях, в частности, на Самотлорском

20 ROGTEC

In 2017, contractors changed their sidetracking workloads. Most companies increased the number of ST operations in the face of increased demand for these services, which ultimately resulted in the above-mentioned ST market growth by a total of 10.5%. In addition to the total number of ST operations, contracting entities have increased the number of their sidetracking crews; however, this trend is lagging behind that of the operations growth rate, from which we can infer that the average workload per sidetracking crew has increased. In 2017, the input-specific efficiency of sidetracking work differed significantly among contractors. Among large companies, RN-Burenie is the one that boasts the largest number of operations per crew.

Where the Market is Going

The main factors that determined the course of development of the ST market in 2006–2017 were: • the growing stock of oil wells, including horizontal ones; • the decline in production rates at old wells; • the increase in the number of EOR projects, including ST; • the declining efficiency of EOR methods used, including ST; • the increased proportion of HST operations and the reduced proportion of directional sidetracking (DST) operations in the total ST market structure.

During the 11-year period between 2006 and 2017, the stock of producing oil wells in Russia increased by 21,000, or by 18%, reaching a total of 151,000 wells. This indicator largely determines the number of ST operations. Notably, the two regions that boast both the biggest share in the total number of wells and the biggest increase in the number of wells are Western Siberia and the Volga-Ural region. By the end of 2017, there were 85,000 producing oil wells in Western Siberia (56% of the total stock Russiawide) and 57,000 wells (38%) in the Volga-Urals. The increase in the number of wells in 2006–2017 occurred mainly due to the introduction of directional wells. The number of wells completed in 2017 was 1.9 times higher than in 2007. However, if in 2007 horizontal wells accounted for only 10% of all completed wells, in 2017 their share increased to 33%. Between 2007 and 2016, the percentage of idle wells in the producing stock decreased from 12.7% to 8.5%. In 2017, this figure increased to 9.7% due to the introduction of restrictions on oil production. The increase in the number of wells occurred in the face of the decreasing production rates at the existing oil well stock. So, for example, if in 2007 the average www.rogtecmagazine.com

DRILLING («Роснефть») и Новопортовском («Газпром нефть»), а также вводом в эксплуатацию новых залежей – например, месторождение им. В. Филановского обеспечило рост среднего дебита ООО «ЛУКОЙЛНижневолжскнефть» в 5,7 раз до 3 тыс. т в сутки.

production rate per oil well per day was 10.2t, by 2017 this figure decreased by 10%, to 9.3t. At the same time, the production rate at new wells went from 43.5 down to 36.2t (a decrease by 7.3t, or 17%), while at old wells it went from 9.8 to 8.8t (a decrease by 1.0t, or 10%).

Удельная эффективность операций ПНП за период 2007-2017 гг. сократилась: нового бурения – на 20,9%; ЗБС – на 35%; ГРП – на 100%; КРС – на 27,4%.

The growth in the average daily production rate at new wells in 2016 was due to some effective well construction projects implemented at fields already in production, specifically at the Samotlorskoye Field (Rosneft) and the Novoportovskoye Field (Gazprom Neft), as well as due to the commissioning of new fields – so, for example, the V. Filanovsky Field allowed LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, LLC to boost their average production rate 5.7 times up to 3,000 t per day.

В 2017 году дополнительная добыча от методов ПНП по крупнейшим ВИНК составила в среднем 14,4% от их суммарной добычи. Структура дополнительной добычи от методов ПНП выглядела следующим образом: 65% – новое бурение, 15% – КРС, 10% – ГРП, 10% – ЗБС.

Технология не стоит на месте

К одному из ключевых технологических трендов на рынке зарезки боковых стволов можно отнести увеличение доли бурения горизонтальных стволов. За последнее десятилетие эта цифра выросла на 6% и составила в 2017 году 56%. Таким образом горизонтальные боковые стволы стали преобладать над наклонно-направленными. Другой важный технологический аспект при бурении вторых стволов – частое использование многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Так, в «Славнефти» до 90% боковых стволов сопровождается МГРП. Ожидается, что в ближайшем будущем другие компании подтянутся к этой цифре. Следует отметить, что при зарезке боковых стволов практически отсутствует мониторинг ГРП. Сейчас на боковом стволе используются в среднем 3-4 стадии МГРП, в долгосрочной перспективе их число увеличится до 6-7. Росту количества стадий МГРП будет способствовать увеличение средней длины бокового ствола. Длина вторых стволов существенно различается по компаниям и регионам нефтедобычи, однако во всех нефтегазоносных провинциях отмечается тренд на увеличение длины горизонтальных участков скважин и боковых стволов. Отраслевые эксперты отмечают, что при зарезке боковых стволов практически не используются управляемые компоновки, однако в среднесрочной перспективе ожидается увеличение частоты их применения. Кроме того, редко используются роторно-управляемые системы – ключевым ограничением в этом случае является высокая стоимость. Данные системы применяются при ЗБС, как правило, только в случаях, когда это по тем или иным причинам необходимо заказчику. Постепенное www.rogtecmagazine.com

The input-specific efficiency of EOR operations decreased as follows between 2007 and 2017: new drilling – by 20.9%; ST – by 35%; HF – by 100%; WWO – by 27.4%. In 2017, incremental production due to EOR methods accounted for an average of 14.4% of the total production for the largest VIOCs. Here is how this incremental production figure breaks down by EOR method: 65% – new drilling, 15% – WWO, 10% – HF, 10% – ST.

Technology Does Not Stand Still

One of the key technological trends in the sidetracking market is the increase in the percentage of horizontal drilling operations. Over the past decade, this figure has grown by 6% and reached 56% in 2017. Thus, horizontal sidetracking projects began to prevail over directional ones. Another important technological aspect in sidetrack drilling is the frequent use of multi-stage hydraulic fracturing (MSHF). So, for example, Slavneft uses MSHF in up to 90% of its sidetracking operations. Expectations have it that other companies will catch up on this figure in the near future. It should be noted that sidetrack drilling is carried out with practically no HF monitoring. Currently, the average number of MSHF stages per sidetrack is 3–4; in the long run, their number will increase to 6–7. Such an increase in the number of MSHF stages will be driven by the increase in the average sidetrack length. Sidetrack lengths vary significantly by company and oil production region; however, all oil and gas provinces are witnessing an uptrend in the lengths of horizontal well sections and sidetracks drilled. Industry experts point out that the use of controlled bottom-hole assemblies in sidetrack projects is negligibly rare, but in the mid-term future, this practice

ROGTEC 21

БУРЕНИЕ внедрение данной технологии будет обуславливать сокращение ее удельной стоимости и повышение доступности для потребителей, что обеспечит рост доли использования роторно-управляемых систем при бурении боковых стволов. В настоящее время в бурении вторых стволов редко применяются винтовые забойные двигатели, однако отраслевые эксперты отмечают тенденцию на увеличение их доли при зарезке боковых горизонтальных стволов ввиду их совершенствования и модернизации.

Что будет через 12 лет

При построении прогноза числа операций ЗБС в 2018-2030 гг. мы учли следующие факторы: • прогноз добычи нефти в России на период 2018-2030 гг.; • прогноз динамики эксплуатационного фонда скважин; • прогноз доли бездействующего фонда эксплуатационных скважин; • прогноз динамики изменения дебита нефтяных скважин; • прогноз динамики эффективности методов ПНП, а именно изменения дополнительной добычи от ЗБС; • прогнозная динамика удельной доли бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) и боковых наклонно-направленных стволов (БННС) в общем количестве операций ЗБС. В 2018-2030 гг. годовое количество операций ЗБС будет расти, но темпы роста рынка ЗБС значительно сократятся по сравнению с предыдущим десятилетием. В перспективе до 2030 года темпы роста числа ЗБС не превысят 11% в год, а среднегодовой рост составит 5,2%. К 2030 году количество операций ЗБС достигнет уровня в 6,5 тыс. операций, что на 82% больше аналогичного показателя в 2017 году. Увеличение числа операций ЗБС на 2932 операции в 2018-2030 гг. в наибольшей степени будет обеспечено за счет роста числа операций в Западной Сибири (+1258 операций) и Волга-Урале (+796 операций). В региональном разрезе наибольшее число операций ЗБС в 2030 году по-прежнему будет приходиться на Западную Сибирь (50,2% от всего числа операций в стране) и Волга-Урал (33,1%). В настоящее время доля БГС в общем количестве операций, как уже указывалось ранее, составляет 56% в среднем по стране. Этот тип боковых стволов станет еще более распространенным, и его доля в

22 ROGTEC

is expected to become more common. Rotary steerable systems (RSS) are also used quite rarely – their high cost being a key restrictive factor in this case. As a general rule, these systems are only used in ST projects if the customer so requires for some reason or other. Step-by-step introduction of this technology will drive its unit cost down, making it more affordable for customers, which, in turn, will result in an increase in the proportion of sidetrack drilling projects using RSS. The use of downhole positive displacement motors (PDM) in sidetrack drilling is currently also quite uncommon, but industry experts point to a trend toward more sidetrack projects using them, which can be explained by their improvement and modernization.

What will Happen in the Next 12 Years?

When preparing our forecast for the number of ST operations in 2018–2030, we considered the following factors: • projected oil production in Russia for the period 2018–2030; • projected changes in the size of the producing well stock over time; • projected proportion of the production well stock which is left idle; • projected changes in the oil well production rates over time; • projected changes in EOR efficiency over time, viz changes in incremental production due to EOR; • projected changes in the specific contributions of horizontal (HST) and directional (DST) sidetrack drilling projects to the total number of ST operations over time. Between 2018 and 2030, the number of ST operations per year will keep growing, but the ST market growth rate figures will significantly decrease compared with the previous decade. Our outlook until 2030 has it that the rate of growth in the number of ST operations will not exceed 11% p/a, and the average annual growth will be 5.2%. By 2030, the number of ST operations will reach a level of 6,500 operations, which is 82% more than in 2017. The increase in the number of ST operations by 2932 in the years 2018–2030 will, to the greatest extent, be driven by the growth in the number of such operations in Western Siberia (+1258 operations) and the VolgaUral region (+796 operations). The same two regions also occupy the top two lines of our breakdown of the number of ST operations in 2030, Western Siberia accounting for 50.2% and the VolgaUrals for 33.1% of the country’s total number of these operations. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Источник: анализ RPI Source: RPI analysis

3,563

2017 (факт)

3,937

2018

4,313

2019

4,684

2020

5,042

2021

5,380

2022

5,690

2023

Число операций БГС Number of HST operations

5,963

2024

6,192

2025

6,372

6,496

6,561

6,495

2026

2027

2028

2029

2030

Число операций БННС Number of DST operations

График. 8. Прогноз количества операций ЗБС в России в 2018-2030 гг., операции Fig 8. Forecast of the number of sidetracking operations in Russia in 2018–2030

строительстве ЗБС достигнет к 2030 году 65% (см. график 8). Ожидается, что к 2019 году средняя длина бокового ствола увеличится до 500 м и впоследствии останется на этом же уровне. В связи с ростом количества операций ЗБС, а также увеличением средней длины бокового ствола проходка по вторым стволам увеличится к 2030 году в 2,3 раза.

Еще есть резервы

В текущей ситуации с нефтедобычей в России наиболее вероятным является вариант, при котором ее уровень на зрелых месторождениях будет снижаться, а стабильные объемы производства будут обеспечиваться за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений. При этом зарезка боковых стволов будет проводиться как на новых месторождениях, так и на зрелых – с целью поддержания нефтеотдачи. В ближайшие годы существует вероятность субсидирования нефтяных компаний, осуществляющих добычу на зрелых месторождениях. Меры по господдержке предполагают предоставление налоговых льгот компаниям, которые в ответ должны будут увеличить добычу на своих скважинах или, что вероятнее, поддерживать ее на текущем уровне. В частности, к зрелым месторождениям относятся залежи с наибольшим периодом эксплуатации и обводненностью выше 85% – такие как Самотлорское, Варьеганское, Мегионское www.rogtecmagazine.com

Currently, the proportion of HST in the total number of operations, as we have already mentioned, averages 56% country-wide. This sidetrack type will become even more widespread: by 2030, its share in the total ST workload will reach 65% (see Figure 8). It is expected that by 2019 the average sidetrack length will increase to 500m and subsequently remain at the same level. The growing number of ST operations, combined with the increased average sidetrack length, will result in 2.3-fold growth in sidetrack drilling meterage by 2030.

There are More Reserves Left

Given the current situation in Russia’s oil production market, the most likely scenario is one where oil production at mature fields will decline, and stable production volumes will be ensured by the commissioning of new fields. Notably, sidetracking operations will be carried out both at new fields and at mature fields – with a view to maintaining oil recovery. In the coming years, there is a possibility that oil companies involved in production at mature fields will be subsidized. There are government support measures that provide for tax reliefs to be made available to companies who, in return, are supposed to increase production at their wells or, more likely, to maintain it at the current level. In particular, mature fields include deposits with the longest production lifespan and a water cut above

ROGTEC 23

БУРЕНИЕ месторождения. Суммарный объем добычи на зрелых месторождениях в целом составляет 120 млн т. Для поддержания текущего уровня добычи на месторождениях такого типа потребуются дополнительные меры по извлечению нефти. К ним относятся: строительство новых скважин и боковых стволов, ряд прогрессивных методов ПНП и ИД. Поддержание добычи потребует прежде всего строительства все большего количества скважин. Такая же ситуация сложится и в отношении числа операций ЗБС. Причем более низкая стоимость проведения ЗБС по сравнению со строительством новой скважины обуславливает возможность замещения части нового строительства скважин бурением боковых стволов. В результате к 2030 году объем рынка ЗБС может оказаться в физическом выражении больше показанного на графике 8 примерно на 1,5 тыс. операций в год.

85% – such as the Samotlorskoye, Varyoganskoye, and Megionskoye Fields. The total production volume at mature fields is 120 Mt. To maintain the current level of production at fields of this type, additional oil recovery measures will be required. These include: construction of new wells and sidetracks as well as a number of advanced EOR and PS techniques. Maintaining production will, first of all, call for the construction of more and more wells. The same scenario will play out in respect of the number of ST operations. Moreover, the lower cost of ST work compared to new well construction allows us to infer that sidetrack drilling operations may become a way to replace some part of new well projects. As a result, by 2030, the size of the ST market, in physical terms, may turn out to be bigger than that shown in Figure 8 by about 1,500 operations per year.

Аналитический отчёт «Российский рынок зарезки боковых стволов: текущее состояние и прогноз до 2030 года» выпущен компанией RPI. По вопросам, связанным со статьёй и отчётом, обращайтесь по телефонам:

The analytical report entitled “The Russian sidetracking market: current state and outlook until 2030” has been published by RPI. For questions related to this article and the said report, please call:

+7(495) 5025433, +7 (495)7789332,

+7 (495) 5025433, +7 (495) 7789332

e-mail: research@rpi-research.com

www.rpi-consult.ru

24 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

eckel.com | sales@eckel.com DRILLING

5½ HY DRAU L I C PO W E R T ONGS

HSVS

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И ПРОВЕРЕННЫЙ

Особенности гидравлического ключа 5-1/2 HSVS Эккель: Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм) Гибкий выбор значений крутящего момента и скорости вращения при использовании гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift в сочетании с механической двухскоростной передачей, четыре диапазона крутящего момента/скорости вращения. Быстрая смена скользящих головок Работает с бурильными трубами Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты вращения) Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip. Радиальный замок дверки

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру. Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые гидравлические станции. Предложение ключей для работы с размерами труб от 21/16 до 36 дюймов (52,4 до 914,4 mm) и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) Explorer II - Компьютеризированная система контроля и регистрации для самых востребованных условий на суше и на море. крутящего момента и скорости В чем ваша основная проблема с трубным соединением? Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

вращения

Разнообразные типы вкладышей для каждого применения

H Y D R A U LI C P O WER TO N G S

eckel.com | sales@eckel.com Эксклюзивный региональный представитель: Коралайна Инжиниринг:

Coralina Engineering: Гидравлические станции дизельные и электрические

www.rogtecmagazine.com

coralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC 25

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Прикладные и научные решения, примененные при подсчете запасов углеводородов в терригенных и карбонатных коллекторах базовых месторождений ПАО «Газпром» Applied and Scientific Solutions, Used for Calculation of Hydrocarbon Reserves in Terrigenous and Carbonate Reservoirs of Basic Gazprom PJSC Fields Е.Е. Поляков1, Е.А. Фёдорова1, В.В. Стрекозин1, И.В. Чурикова1, К.М. Семёнова1, Н.А. Никульникова1, С.Ю. Ромащенко1, А.Г. Ефимов2, С.М. Побережский2, А.С. Колубаев2, А.Ю. Комаров3, В.А. Захарчук3

Ye.Ye. Polyakov1, Ye.A. Fedorova1, V.V. Strekozin1, I.V. Churikova1, K.M. Semenova1, N.A. Nikulnikova1, S.Yu. Romashchenko1, A.G. Yefimov2, S.M. Poberezhskiy2, A.S. Kolubayev2, A.Yu. Komarov3, V.A Zakharchuk3

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 2 ООО «Газпром добыча Оренбург», Российская Федерация, 460058, г. Оренбург, ул. Чкалова, д. 1/2 3 ООО «Газпром добыча Астрахань», Российская Федерация, 414000, г. Астрахань, ул. Ленина, д. 30

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation

езисы. В последнее десятилетие коллективом специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнены подсчеты запасов углеводородов (УВ) стратегически значимых для России и расположенных на ее территории уникальных месторождений со специфичными геологотехнологическими условиями: Астраханского газоконденсатного (карбонатные отложения, Прикаспийская нефтегазоносная провинция (НГП)); Оренбургского нефтегазоконденсатного (карбонатные отложения, Волго-Уральская НГП); Чаяндинского

26 ROGTEC

2 Gazprom Dobycha Orenburg LLC, Bld. 1/2, Chkalova street, Orenburg, 460058, Russian Federation 3 Gazprom Dobycha Astrakhan LLC, Bld. 30, Lenina street, Astrakhan, 414000, Russian Federation

ver the last decade, a team of Gazprom VNIIGAS specialists carried out the estimation of hydrocarbon (HC) reserves, targeting its unique and strategically improtant fields with specific geological-and-technical conditions: the Astrakhan gas-condensate field (carbonate deposits, Petroleum province of the Caspian Sea; Orenburg oil-and-gas condensate field (carbonate deposits, Petroleum province of the Volga-Urals area); Chayandinskoye oil-and-gas condensate field (terrigenous deposits, Petroleum province of the Lena-Vilyui area). The previous estimation of the HC reserves of the Astrakhan www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION нефтегазоконденсатного (терригенные отложения, Лено-Вилюйская НГП). Предыдущие подсчеты запасов УВ Астраханского и Оренбургского месторождений, не считая оперативных, выполнялись большим коллективом авторов еще в восьмидесятые годы прошлого века. В 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» прошел подсчет запасов УВ Чаяндинского месторождения. За последние десятилетия на месторождениях выполнен значительный объем геологоразведочных работ, в ходе которых получена новая геологогеофизическая и промысловая информация о строении и газоносности объектов, послужившая основанием для пересчетов запасов УВ, в процессе выполнения которых специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2011-2018 гг. решен ряд научных и прикладных задач. Так, уточнена методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности и положений га-зоводяного и водонефтяного контактов в карбонатных коллекторах Оренбургского и Астраханского месторождений. Впервые при выполнении подсчета запасов Чаяндинского месторождения коэффициент пористости определялся по акустическому импедансу; с учетом новых данных изучения керна и степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные величины коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов; выявлена зави-симость линейных запасов УВ, подсчитанных в интервалах испытанных объектов, от максимальных значений полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта, что позволяет прогнозировать дебиты во вновь пробуренных скважинах. Выполненные исследования позволили обосновать беспрецедентно длительную стабильную работу Астраханского месторождения и, соответственно, Астраханского газохимического комплекса. В пределах Волго-Уральской НГП результаты подсчета запасов Оренбургского месторождения позволят оптимизировать проектные решения в части его разработки и обустройства в период падающей добычи. Ускоренно выполненный подсчет запасов УВ Чаяндинского месторождения позволил своевременно осуществить проектирование его разработки и обустройства, а также уверенно планировать объемы и состав экспортного газа страны. В последнее десятилетие коллектив специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» вы-полнил подсчеты запасов углеводородов (УВ) стратегически значимых для страны месторождений-гигантов, расположенных в различных регионах России со специфичными геологотехнологическими условиями. Были рассмотрены залежи в карбонатных отложениях Прикаспия и Волгоwww.rogtecmagazine.com

and Orenburg fields, not counting any operating stocks, was conducted by a large group of authors back in the 1980’s. The estimation of the HC reserves of the Chayandinskoye oil-and-gas condensate field was approved by the State Reserves Committee under the RF Ministry of Natural Resources in 2000. A considerable scope of geological exploration has been carried out in the last few decades, which enabled an updated geological and field data model regarding the structure and gas content of targets, which served as the basis for re-estimation of the HC reserves. During this revision the specialists of LLC «Gasprom VNIIGAS” managed to resolve a number of scientific and application problems in the period of 2011-2018. Thus, the technique for determination of oil and gas saturation index and location of gas-water and oil-water contacts zones in the carbonate reservoirs of the Orenburg and Astrakhan fields was refined. For the first time, while carrying out the estimation of the Chayandinskoye field reserves, the porosity factor was determined by acoustic impedance; classification of the area was carried out, with updated core analysis samples and the degree of salinization of the rocks, and the boundary values of the core factor and the permeability of the target horizons were updated; correlations of the contour reserves of HC were revealed, estimated in the intervals of tested targets, with the maximum values of gas flow rates achieved accounting for skin-factor, which makes it possible to predict the flow rates of the step-out wells. The research, thus carried out, made it possible to provide a rationale for the unprecedented long and stable yield of the Astrakhan field and, correspondingly, of the Astrakhan Gas Chemical Complex. The estimation of the reserves of the Orenburg field, within the boundaries of the Petroleum Province of the Volga-and-Urals area, would make it possible to optimize the design solutions related to its development and construction at the time of production decline. The expeditious estimation of the HC reserves of the Chayandinskoye field enabled the timely project management of its development and construction, as well as confident planning of the volumes and composition of the country’s export gas. Over the last decade, a team of Gazprom VNIIGAZ specialists carried out the estimation of hydrocarbon (HC) reserves of the country’s strategic giant oil fields, located in different regions of Russia, featured with specific geological and engineering data. The accumulations in the carbonate deposits of the Caspian Sea and the Volga-and-Urals basin were examined, and namely the Astrakhan gas condensate field and the Orenburg oil-gas condensate field, as well as the accumulations in the terrigenous suite venda of the Eastern Siberia, namely, the Chayandinskoye oil-gas

ROGTEC 27

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Рис. 1. Расположение рассмотренных месторождений-гигантов в пределах нефтегазоносных провинций (НГП) и центров газодобычи России

Уральского бассейна - Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) и Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), а также в терригенных отложениях венда Восточной Сибири - Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) (рис. 1). Месторождения уникальны как по величине запасов УВ, так и с точки зрения геологических условий залегания. Для ЧНГКМ характерны аномально низкие пластовые давления и температуры, разлом-ная тектоника, наличие криолитозоны, а также галита в качестве цементирующего материала пород, высокая минерализация пластовых вод, большая площадь распространения нефтяных оторочек (при небольшой их толщине), особенный состав пластового газа (содержание азота в пластовом газе 7.. .10 % об., гелия -0,44...0,57 % об.). Кроме того, слабая развитость промышленно-энергетической и транспортной инфраструктуры Республики Саха (Якутия), дефицит производственных сил, резко-континентальный климат (очень низкие зимние температуры до минус 60 °С и высокие летние до +35 °С) осложняют производство работ на месторождении. АГКМ и ОНГКМ, напротив, находятся в районах с широко развитой производственной

28 ROGTEC

condensate field (Fig.1). The fields are unique by both the amount of their HC reserves, and from the point of view of their geological position. The Chayanovskoye oil-gas condensate field is featured with abnormally low formation pressure and temperature, fault tectonics, presence of a permafrost zone, as well as halite acting as a bonding material for the rocks, high mineralization of edge waters, extensive area of oil rims (with their moderate-size depths), a peculiar composition of formation gases (nitrogen concentration in the formation gas is 7…10% vol., that of helium is 0,44…0,57% vol.) Besides, the underdeveloped industrial, energy and the transport infrastructure of the Republic of Sakha (Yakutia), the shortage of production forces, deeply continental climate (extremely low winter temperatures up to minus 60 °С, and high summer ones up to +35 °С) complicate the execution of works at the field. The Astrakhan gas condensate field and the Orenburg oil-gas condensate field, on the contrary, are located in the areas with widely spread and developed industrial infrastructure, they have been developed for significantly time period (24 and 44 years, correspondingly) and serve as a raw resource base for Gas Chemical Complexes created on their basis, which include facilities of oil production and treatment, as well as gas processing plants. The www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Oil and Gas Provinces

Unique field

Timano-Pecherskaya Volgo-Ural’skaya Prikaspiyskaya JV. Mezenskaya Severo-Kavkazskaya Zapadno-Sibirskaya

Leno-Viluyskaya Morya Laptevykh and Novosibirsko-Chukotskaya Vostochno-Arkticheskaya Vostochno-Barentsevskaya Pritikhookeanskaya Okhotskaya

Gas production centers: Existing

Yuzhny Astrakahansky Orenburgsky Severo-Zapadny Nadym-Pur-Tazovsky Yamalsky Tomsky Leno-Viluysky Prisakhalinsky Kamchatsky

New (after 2025)

Gydansky+Ob/Taz Bay Irkytsky Krasnoyarsky Yakutsky

Non-conventional Kuzbassky

Perspective (after 2025)

Severo-Kaspiysky Barentsevomorsky Yuzhno-Karsky Yuzhno-tungussky

Perspective (after 2030)

Severo-Tungussky Severo-Karsky More Laptevykh Vostochno-Sibirsky

Fig. 1. Location of giant fields in the boundaries of oil-gas bearing provinces and gas production centers of Russia

инфраструктурой, разрабатываются уже в течение достаточно длительного срока (24 и 44 года соответственно), служат сырьевой базой для созданных на их основе газохимических комплексов, включающих объекты добычи и подготовки сырья, а также газоперерабатывающие заводы. АГКМ характеризуется аномально высоким пластовым давлением и температурой, большой глубиной залегания продуктивных отложений, проявлением солянокупольной тектоники, неоднородными и низкопроницаемыми карбонатными коллекторами, специфическим составом газа. Содержание кислых ком-понентов в составе пластового газа около 40 %. ОНГКМ находится в районе с широким распространением нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу, представляет собой пластовый многозалежный массив от нижнепермских до девонско-среднекаменноугольных от-ложений включительно. Огромное по размерам месторождение делится на три крупные части (купола) в соответствии со структурно-тектоническим строением - Западную, Центральную, Восточную, причем последняя характеризуется сложной разломной тектоникой. Коллекторы представлены карбонатными породами, также как и на АГКМ, характеризуются неоднородностью и низкой проницаемостью. Компонентный состав газа достаточно широк и изменчив.

30 ROGTEC

Astrakhan gas condensate field is featured with abnormally high values of formation pressure and temperature, very deep position of the productive strata, occurrence of the salt-dome tectonics, heterogeneous and low permeable carbonate reservoir rock, specific composition of gas. The concentration of sour components of the formation gas amounts to 40%. The Orenburg oil-gas condensate field is in an the area with widely spread oil-and-gas bearing formations, both by the area and cross-section, and is by itself a multi-layer formation mass ranging from Lower Permian through Devonian-Mid-Carboniferous deposits. The field, great in its size, is divided by three solid sections (domes) in accordance with its geotectonic structure – the Western, the Central, and the Eastern parts, in what connection the latter is featured with complex fault tectonics. The reservoirs are represented with carbonate rocks, just like at the Astrakhan gas condensate field as well, and featured with heterogeneity and low permeability. The compositional analysis of gas is considerably extensive and unsteady. Previous the estimation of the hydrocarbon reserves at the Astrakhan and the Orenburg oil-gas condensate fields was carried out during the Soviet era yet, in the 80’s; the estimation of the reserves at the Chayanovskoye oil-gas condensate field was approved by the State Reserves Committee under the RF Ministry of Natural Resources in 2000. The estimation of reserves was carried out by a www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 31

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Предыдущие подсчеты запасов углеводородов АГКМ и ОНГКМ, не считая оперативных, проводились еще в советское время - в восьмидесятые годы прошлого века; в 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» прошел подсчет запасов ЧНГКМ. Подсчеты запасов выполнялись большим кол-лективом авторов, в состав которого вошли ведущие российские геологи: Г.А. Габриэлянц, Я.Н. Басин, В.И. Петерсилье, Г.Х. Шерман, В.И. Пороскун, Е.Е. Поляков, Ю.М. Кутеев, В. М. Рябов и др., а также известные специа-листы в области геологии Восточной Сибири: В.Д. Матвеев, Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачева, Л.Д. Колотущенко, Л.А. Кондратьева и др. За последние десятилетия на месторождениях выполнен большой объем геологоразведочных работ (2D- и 3D-сейсморазведка, на ЧНГКМ пробурены 49 новых разведочных скважин, на АГКМ и ОНГКМ активно велось эксплуатационное бурение), в ходе которых получена новая геолого-геофизическая и промысловая информация о строении и газоносности месторождений, послужившая основанием для пересчета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 20112018 гг. запасов этих месторождений. Авторы данной работы решали научные проблемы непосредственно при выполнении подсчетов (пересчетов) запасов УВ названных месторождений. Построенные геологические модели и результаты подсчета по АГКМ и ЧНГКМ были успешно защищены в ФБУ «ГКЗ» (2014 и 2015 гг.). Утверждение подсчитанных запасов ОНГКМ ожидается в 2019 г. Подсчет запасов в терригенных и карбонатных коллекторах, выполняемый в целом по общеизвестным методикам, имеет некоторые особенности в части состава работ, характерные для конкретных геологических условий района работ, особенно в части интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), которые требуют адаптации к керну, отобранному в специфических разрезах.

Подходы, примененные для условий АГКМ

Продуктивная толща АГКМ представлена карбонатными отложениями башкирского яруса среднего карбона в объеме верхнего подъяруса, прикамского, северокельтменского и краснополянского горизонтов нижнего подъяруса. Разрез слагается известняками серыми, буроватои коричневато-серыми крепкими пори-стыми массивными и неяснослоистыми с подчиненными прослоями плотных трещиноватых и плитчатых разностей. Среди известняков отмечаются тонкие прослои зеленовато-серых плитчатых аргиллитов. По данным исследований керна, значения открытой пористости карбонатных пород изменяются от 3.. .6 до 15.. .18 %, составляя в среднем около 10 %. Значения

32 ROGTEC

large group of authors, composed of the leading Russian geologists G.A.Gabielyants, Ya.N.Basin, V.I. Petersils, G.Kh.Sherman, V.I.Poroskun, E.E.Polyakov, Yu.M.Kuteyev, V.M.Ryabov and others, as well as well-known specialists in the field of geology of the Eastern Siberia: V.D.Matveyev, N.I.Koval’, M.M.Soloshchak, G.V.Tolmacheva, L.D.Kolotushchenko, L.A.Kondratyeva and others. Over the last decades, a significant scope of exploration works has been carried out at the fields (2D and 3D seismic surveys, 49 new expendable wells drilled at Chayanovskoye oil-gas condensate field, active development drilling was performed at the Astrakhan gas condensate field and the Orenburg oil-gas condensate field), in the course of which new geological-geophysical and field data were obtained regarding the structure and gas content of the fields, which served as the basis for re-estimation of the reserves of the fields, performed by the team of Gasprom VNIIGAZ in the period of 2011-2018. The authors of the given piece of work were solving scientific problems directly in the course of the estimation (re-estimation) of the HC reserves at the above mentioned fields. The constructed geological models and the estimation data related to the Astrakhan gas condensate field and the Orenburg oil-gas condensate field were approved the State Reserves Committee under the RF Ministry of Natural Resources (2014 and 2015). The approval of the estimated reserves of the Orenburg oil-gas condensate field is expected in 2019. The estimation of reserves in terrigenous and carbonate reservoirs, carried out in accordance with commonly known methods, has some peculiarities in terms of the scope of works, especially in terms of the interpretation of the logging data, which need to be adapted to core selection in the specific cross-sections.

The Approach, Applied for Conditions of the Astrakhan Gas Condensate Field

The pay section of the Astrakhan gas condensate field is presented with the carbonate deposits of the Bashkirian stage of the Mid-Carboniferous period in the volume of the upper substage, Prikamsky, Severokeltmensky and Krasnopolyansky horizons of the lower substage. The cross-section is composed of limestones of grey, greybrown or brown-grey color, of solid, porous and massive formations, blind joint, with tributary interlayers of compact crumbling and tabulated variations. The limestones contain thin lamines of olive-grey flaglike argillites. According to the core analyses, the values of the effective porosity of the carbonate rocks vary from 3…6 to 15…18 %, making the average of about 10 %. The values of the absolute permeability are not high: from 2 to 100 mD, hardly ever up to 1D. As is known, the data of electrical logging serve as www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION абсолютной проницаемости пород невысокие: от 2 до 100 мД, редко до 1 Д. Как известно, для количественной и качественной оценки нефтегазоносыщенности основными являются данные электрического каротажа. Комплекс методов, позволяющий принципиально решить задачу оценки удельного электрического сопротивления (УЭС) продуктивных пластов, включает боковое электрическое зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК) фокусированными зондами в модификациях БК-3 и БКС-2, индукционный каротаж (ИК). При этом изучаемые разрезы карбонатных отложений АГКМ характеризуются высокой степенью дифференцированности по электрическому сопротивлению, а толщина электрически однородных пластов, как правило, не превышает 2.3 м, следовательно, применение БКЗ для указанной цели становится практически невозможным. Учитывая ограничения ИК для оценки сопротивлений, превышающих 30...40 Ом-м, возможность применения метода при массовой оценке сопротивления также исключается. Таким образом, единственным пригодным для практического решения указанной задачи методом является БК в модификациях БК-3 и БКС-2 или более новых модификациях БК-7, БК-9. В связи с отмеченными недостатками методики определения УЭС пластов в скважинах по замерам, выполненным методом двухзондо-вого каротажа БКС-2 [1], использованной при предыдущем подсчете запасов на АГКМ, для определения УЭС предложено использовать хорошо апробированную на месторождениях Западной Сибири методику, основанную на получении корреляционных связей УЭС и условного сопротивления. В результате получен алгоритм определения УЭС и начальной газонасыщенности по всем пробуренным скважинам. Характерной особенностью структурного положения резервуара основной залежи Левобережной части АГКМ является резкое и неравномерное колебание положения поверхности газоводяного контакта (ГВК), которая в соответствии с критериями ФБУ «ГКЗ» условно отбивается на отметках, ниже которых газонасыщенность оценивается значением менее 50 %. Как известно, при таких условиях не вызывает сомнения наличие так называемой переходной зоны, т.е. постепенного перехода от водонасыщенной к газонасыщенной части залежи [1]. Первоочередной задачей (перед обоснованием контактов, в том числе и ГВК) в этой ситуации является определение положения «свободной воды», а значение газонасыщенности в переходной зоне определяется равновесным состоянием капиллярных и гравитационных сил для контактируемых фаз над уровнем «свободной воды» [1]. www.rogtecmagazine.com

the basis for quantitative and qualitative evaluation of hydrocarbon saturation. A set of methods, making it possible to solve the task of evaluation of electrical resistivity of pay zones includes lateral electrical sounding, borehole logging, carried out with the use of focused sondes in versions of БК-3 (BK-3) and БКС-2 (BKS-2), inductive electromagnetic logging. Theexamined cross-sections of the carbonate deposits of the Astrakhan gas condensate field are featured with high degree of differentiation on the electric resistivity, while the depth of the electrically homogenous strata does not exceed 2…3 m. therefore, the application of lateral electrical sounding for this purpose is becoming practically impossible. Considering the limitations of inductive electromagnetic logging to evaluate resistance exceeding 30…40 Om-m, the use of the method for large-scale measurements of resistivity is excluded as well. Therefore, the only usable method for the outlined task is lateral logging in versions of BK-3 and BKS-2, or more updated versions of BK-7, BK-9. Due to the above mentioned drawbacks of the methods to evaluate the electrical resistivity of reservoirs in wells based on measurements performed with dual logging BKS-2 [1], carried out in the process of previous estimation of reserves, to evaluate the electrical resistivity, it was suggested to apply the method based on obtaining correlations of electrical resistivity and conventional resistance. As a result of this, an algorithm of evaluation of electrical resistivity and an initial gas saturation was obtained on all of the drilled wells. A feature, peculiar to the structural position of the reservoir’s basic deposit of the Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field is swinging and an unstable position of the gas-water contact surface, which, in accordance with the criteria of the State Reserves Committee under the RF Ministry of Natural Resources, bounces off at the values under 50%. As is known, under such conditions there is undoubtedly the so called “transition zone”, i.e. gradual transition from the water-saturated part of deposit to its gas-saturated one. [1] The primary task (before the contacts get explained, including the GWC) in this situation is to determine the position of the gravity water, while the value of gas saturation in the transition zone is determined by the equilibrium of the capillary and gravitational forces related to contacted stages above the level of the gravity water. [1]. The data of interpretation and re-interpretation of the well logging materials at the Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field, obtained in the course of the latest research, made it possible to update the knowledge of the complex gas-water contact surface, as well as, by means of analysis of the “electrical model” (data of electrical logging) to determine its correlation by the area with the surface of gravity water [see fig.4]. As one of the

ROGTEC 33

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Карта поверхности ГВК, построенная по фактическим данным ГИС и опробования, не противоречащим данным пластовых давлений в газовой и водоносных частях залежи, в общем плане подтверждает ранее выявленную тенденцию снижения отметок в югозападном направлении, на фоне которой выделяются локальные зоны их повышенных и пониженных значений.

м 60000

40000 3500

4000

4500

5000

5500

6000

1-TAB

70000

60000

50000

40000

4000

номер скважины well ID number неколлектор non-reservoir bed коллектор reservoir bed «плохой» коллектор (уплотненный известняк, плотные разности карбонатных пород) "poor” reservoir (consolidated limestone, compact variations of carbonate rocks)

4500

5000

Рис. 2. Геологическая модель Левобережной части АГКМ: а – структурная модель; б – куб литологии в интервале глубин C2b…С1s Fig 2. Geological model of the Left Bank part of the Astrakhan gas-condensate field: а – structural model; б – lithology cube in the depth interval of C2b…C1S

Таким образом, авторами данной работы предложен ряд новаторских решений для обоснования подсчетных параметров и впервые построена трехмерная цифровая геологическая модель объединенной Левобережной части АГКМ с учетом новых данных (рис. 2), на основе которой выполнен пересчет запасов свободного газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов, что, несомненно, акту-ально для обеспечения развития минерально-сырьевой базы Астраханского газохимического комплекса на юге России. В результате выполненного пересчета получен прирост промышленных запасов свободного газа продуктивного пласта C2b Левобережной части АГКМ, превысивший 20 % за счет уточнения структурного плана по данным проведенных 3D-сейсморазведочных

34 ROGTEC

тектонические нарушения faulting

В ходе выполнения последних исследований данные интерпретации и переинтерпретации материалов ГИС в Левобережной части АГКМ позволили уточнить сложную поверхность ГВК, а также путем анализа «электрической модели» (данных электрического каротажа) установить ее взаимосвязь по площади с «зеркалом свободной воды» [рис. 4]. В качестве одного из основных критериев установления положения ГВК служила оценка степени изменения коэффициента газонасыщенности с глубиной [1].

criteria, applied during the determination of the position of GWC, the evaluation of the degree of variation of the gas saturation coefficient along the depth [1]. The map of GWC surface, built on the actual well logging data, and run-ups not having contradictory data on the formation pressures in the gas- and water-saturated parts of the deposit, generally confirms the previously revealed trend of elevations decreasing in the south-westerly direction, against the background of which local zones of higher and lower values of theirs stand out. Therefore, the authors have suggested a number of innovation solutions to defend the variables used to estimate reserves and a 3D digital geological model of the www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION

Подходы, примененные для условий ОНГКМ Продуктивный разрез ОНГКМ относится к карбонатному типу и включает следующие литологические разности: известняки чистые; доломитизированные известняки с че-редованием прослоев, обладающих свойствами коллекторов и неколлекторов; аргиллиты и глины. Особенностью разреза является битуминозность пород. Коллекторами в изучаемом разрезе служат преимущественно известняки с трещинно-поровым типом пустотного пространства.

Средние значения пористости по керну изменяются в пределах 8,82...17,57 %. Средневзвешенные значения пористости составляют 11,21.11,73 % (для разных залежей). Средняя проницаемость по залежам составила от 0,331 мД (Артинско-Сакмарская залежь) до 1,923 мД (Среднекаменноугольная залежь). В данных условиях добиться однозначного определения нефтегазонасыщенности по данным БК как основного метода практически невозможно. Сопоставление значений коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг), определенных стандартным способом по данным БК и по керну с использованием косвенных и прямых методов определения остаточной водонасыщенности, показало, что очевидной причиной максимальной дисперсии и смещения в сторону завышения К^, полученного по данным БК, являются битумизация и гидро-фобность всего разреза. Занижение Кнг, в меньшей степени, но тоже значительное, обусловлено трещиноватостью разреза во всем диапазоне пористости. Поиск геотехнологических условий улучшения информативности БК для оценки нефтегазонасыщенности фактически не привел к успеху. На рис. 3 показано распределение значений в районе отметок газонефтяного (ГНК) и во-донефтяного (ВНК) контактов, из которого следует однозначный вывод об отсутствии какого-либо изменения значения Кнг коллекторов, определенного по данным БК, при переходе от газонасыщенного разреза к нефтенасыщенному и водонасыщенному. Такие же результаты получаются и в отношении распределений сопротивлений УЭС, определенных по данным БК, в воде и в нефти, построенным по коллекторам Основной залежи ОНГКМ (рис. 4). В связи с тем что данные БК в разрезе скважин www.rogtecmagazine.com

Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field was built for the first time, with account of updated data (fig.2), on whose basis re-estimation of reserves was carried out for non-associated gas, condensate, sulfur and associated components, which, undoubtedly, is actual for secure development of the mineral resource base of the Astrakhan Gas Chemical Complex in the Southern Russia. As a result of the performed re-estimation, addition to commercial reserves of non-associated gas of the C2b pay zone at the Left Bank part of the Astrakhan gas condensate field was received, exceeding 20% due to updated data on the structure plan, based on the data obtained from the performed 3D seismic survey and drilling new wells, and due to updated data o the GWC surface, but largely at the expense of increased values of the average effective porosity and gas saturation.

Approach, Applied for Conditions of the Orenburg Oil-and-Gas Condensate Field The pay zone of the Orenburg oil-and-gas condensate field is attributed to the carbonate type includes the following lithologic variations: straight limestones, dolomite limestones, with changing interlayers, having properties of reservoirs and non-reservoirs; argillites and clays. One of the features of the cross-section is bituminosity of rocks. Limestones with interstitial type of porosity serve as reservoirs in the examined cross-section. Абсолютная отметка, м

работ и бурения новых скважин, уточнения поверхности ГВК, но в основном за счет увеличения значений средних эффективных пористости и газонасыщенности.

1720 1730 ГНК = 1734 м

1740 1750 1760 ВНК = 1767 м

1770 1780 1790 1800

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9 1,0 Кнг, д. ед.

Рис. 3. Распределение значений Кнг (определенных по параметрам пористости и насыщения) по глубине в районе ВНК по скважинам Основной залежи ОНГКМ Fig 3. Spread of Ko values (determined by the porosity and saturation parameters) at the depth of OWC by wells of the Base deposit of the Orenburg oil-and-gas condensate field

The average values of the core porosity range within the values of 8,82...17,57%. Weighted mean values of porosity

ROGTEC 35

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА 0,03

Частость

нефть oil вода water

Frequency

0,02

0,01

0 100

ER, Оmm

101

102

УЭС, Ом·м

103

Рис. 4. Распределение УЭС по БК в нефтяной и водоносной частях Основной залежи ОНГКМ Fig 4. Spread of electrical resistivity (ER) by lateral logging in the oil- and water-bearing parts of the Base deposit of the Orenburg OGC field 0,8 Кво + Кно = –0,137 + 0,0248/Кп скв. 1-ВМС Кво = 1,05·exp(–24·Кп) скв. 175 на РНО

Кво, Кво + Кно, д.ед.

0,7 0,6 0,5

нефть oil газ gas

0,4 0,3 0,2 0,1 0 0,06

0,08

0,10

0,12

0,14 Кп, д.ед.

0,16

0,18

0,20

0,22

0,24

Рис. 5. Зависимость остаточной водонасыщенности и величины Кво + Кно от открытой пористости (значения определены на керне по скважинам в водо- и газонасыщенной частях Основной залежи ОНГКМ): ВМС – высокомолекулярное сырье; РНО – буровой раствор на нефтяной основе Fig 5. Correlation of residual water saturation and the value Кво + Кно (dewatering coefficient+ORF) of effective porosity (the values were determined on the samples of core from wells of the water- and gas-saturated parts of the Base deposit of the Orenburg OGC field): ВМС – high molecular substance; РНО – oil-based mud

ОНГКМ не позволяют однозначно определить характер насыщения и нефтегазона-сыщенность, для альтернативного определе-ния последней была разработана методика, основанная на результатах исследования керна, данных ГИС (нейтронный гаммакаротаж) и статистических оценках результатов испытаний на основе петрофизической модели, выте-кающей из сопоставления остаточной водонасыщенности неэкстрагированноого керна (Кво) от открытой пористости (К) (рис. 5). Для определения нефтенасыщенности в предельной зоне нефтяной оторочки (Кно) проинтерполирова-на зависимость остаточной водонасыщенности от пористости,

36 ROGTEC

make up 11,21…11,73% (for different deposit occurences). The average permeability across the occurencies made up from 0,331 mD (Artinsk-Sakmarsky deposit) to 1,923 mD (Mid-Carboniferous deposit). Minding the given conditions, it is practically impossible to achieve an unambiguous determination of oil-gas saturation, using lateral log and core data as the base method. Comparison of the values of oil saturation factor (Ko), determined through the standard method, with the use of lateral log and core data, and with the use of indirect and direct methods of determination of the residual water saturation, shows that the actual cause of the maximum dispersion and offset towards elevated values of Ko, obtained from the lateral log data, is the factor of bituminosity and hydrophobic properties of the whole cross-section. Undervalues of Ko, to a lesser degree, but nevertheless significantly, are conditioned with the fractured type of the cross-section in the whole range of porosity. Search for geotechnical conditions to improve the informativeness of the lateral log, for the evaluation of the hydrocarbon saturation, actually did not have any success.

Fig.3 has the spread of values in the area of elevations of the gas-oil (GOC) and oil-water (OWC) contacts, which lead to unambiguous conclusion that there is no variation of Ko values of reservoirs, determined on the basis of lateral log data, at the points of transition from gas saturated cross-section to water saturated and oil saturated ones. Similar data are obtained regarding the spread of the electrical resistivity values, which were determined based on the lateral log data, in water and oil, built for the reservoirs of the base deposit of the Orenburg oil-and-gas condensate field (Fig.4). Due to the fact that the lateral log data in the cross-section of wells at the Orenburg oil-and-gas condensate field do not make it possible to unambiguously determine the www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION полученная на керне, отобранном из скважины, пробуренной на безводном растворе (раствор на нефтяной основе). Все значения остаточной нефтенасыщенности по керну, которые были проигнорированы в предыдущих подсчетах запасов (более 40 % в интервале К, = 6.. .10 %, более 30 % при К = 10.. .12 %, более 20 % при Кп = 12.. .20 %), относятся к определениям, в которые, наряду с остаточной нефтью, вошли жидкие битумы. В процессе экстракции образцов по стандартной методике в спирто-бензольной смеси пустотное пространство породы полностью очищается от остаточной нефти, а также от наиболее легких и подвижных фракций битума, не затрагивая твердые битумы, составляющие как бы часть скелета породы. Об этом же свидетельствуют и результаты специальных петрофизических исследований на небольших кусочках породы, образовавшихся при формировании образцов стандартных размеров (исследования выполнены в отделе пет-рофизики НПЦ «Тверьгеофизика»). Таким об-разом, предположения по параметрам Кно и Кво подтвердились, что позволило сформулировать алгоритм определения газонасыщенности и нефтенасыщенности в предельной зоне насыщения (см. рис. 5). Для большинства залежей ОНГКМ данные опробования свидетельствуют о широком диапазоне получения продукта (нефти и воды) в интервале, включающем ВНК. Данные испытания и опробования в этом интервале противоречивы и не позволяют однозначно определить уровень ВНК. Таким образом, не остается сомнений в необходимости учета в модели наличия переходной зоны в нефте-и водонасыщенных частях залежей, как это было сделано и для условий АГКМ на границе «газ-вода». В связи с отсутствием возможности построения модели переходной зоны по результатам интерпретации данных ГИС для ее оценки был использован подход, отраженный в методических рекомендациях В.И. Петерсилье [2] и адап-тированный к условиям ОНГКМ. Суть методики сводится к следующему. Прежде всего необходимо оценить уровень зеркала свободной воды (англ. free water level - FWL), ниже которого находится чистая вода. Оценка положения FWL была произведена по данным пластовых давлений в пределах нефтяной и водонасыщенной частей залежи и подтверждена статистическими данными о результатах испытаний, по которым еще оценивалась и высота переходной зоны. Оценка высоты переходной зоны подтверждалась результатами определения относительных фазовых проницаемостей, по которым были также получены зависимости для оценки остаточных www.rogtecmagazine.com

nature of saturation and oil-gas saturation, to alternatively determine the latter, a method was developed based on the data of core analysis, well logging (induced gamma-ray logging) and the statistical evaluation of the results of tests, based on the petrophysical model, resulting from correlation of residual water saturation of non-extractable core (Kво) and effective porosity (Kp) (Fig.5). To determine oil saturation in the acrozone of the oil rim (КORF) interpolation was applied to correlation of residual water saturation and porosity, which was obtained on the samples of core, selected from the well drilled by the waterless method (oilbased mud). All the values of the residual oil saturation on the core, which had been ignored in the previous estimation of reserves (over 40% in the interval К, = 6.. .10 %, over 30% under K=10…12%, over 20% under Кп =12…20%), are related to determination, where liquid bitumens, alongside with oil, were entered. The rock porosity, in the process of sample extraction, carried out by standard method, gets completely clean of residual oil, as well as of the most light and fluent fractions of bitumen, not touching solid bitumen, forming kind of skeleton of the rock. This is also confirmed by the data of special petrophysical research, carried out on small bits of rock, formed during development of standard-size samples (research was carried out in the Petrophysics Department of the Scientific and Production Center “Tvergeofizika”). Therefore, assumptions on parameters КORF and КWL were confirmed, which enabled us to formulate the algorythm of determination of gas saturation and oil saturation in the ultimate saturation zone (see Fig.5). The exploratory well test data, for the most of deposits of the Orenburg oil-and-gas condensate field, give evidence of a broad range of ways of production (oil and water) in the interval, including OWC. The test and well test data, related to this interval are contradictory and do not make it possible to unambiguously determine the OWC level. Thus, the presence of transition zone in the oil and water-saturated parts of deposits should be taken into account in the model, just like it was done for the context of the Astrakhan gas condensate field at the «gas-water» interface. Due to the lack of possibility to build a model of the transition zone, to evaluate it, an approach was applied, based on the results of well logging data interpretation, which was reflected in the methodic recommendations, provided by V.I. Petersils [2] and adapted to conditions of the Orenburg oil-and-gas condensate field. The essence of the method can be defined as the following. First, it is necessary to evaluate the level of the free water level – (FWL ) under which water alone is located. The evaluation of the FWL position was performed based on the data of formation pressures within the oil- and water-saturated parts of the deposit, and was confirmed through statistical

ROGTEC 37

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Для подтверждения уровня ВНК на Основной и Среднекаменноугольной залежах ОНГКМ была использована также методика направленного суммирования параметра УЭС пласта, которая позволяет использовать данные опробования, выполненного в интервале ниже ВНК (рис. 7). В результате анализа и обобщения всей накопленной геолого-геофизической информации построена трехмерная цифровая геологическая модель всего ОНГКМ, включаю-щая необходимые кубы для подсчета запасов (рис. 8). Подсчитанные объемным методом запасы в целом практически совпадают с оцененными методом падения пластового давления (разница составляет не более 1 %), что говорит об оптимальности технологических решений, применяемых на ОНГКМ. Необходимо отметить, что подсчет запасов УВ ОНГКМ, выполненный ООО «Газпром ВНИИГАЗ», содержит не только вышеизложенные инновационные решения, но так-же во многом опирается на предшествующие работы по данному объекту, выполненные НПФ «Оренбурггазгеофизика» (Н.А. Иванова), ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (С.В. Багманова, М.А. Политыкина и др.), ОАО «Центральная геофизическая экспедиция (С.И. Билибин).

Подходы, примененные для условий Чаяндинского НГКМ

Вскрываемый скважинами разрез ЧНГКМ представлен карбонатно-галогенными, глинисто-карбонатными, карбонатными и песчано-глинистыми отложениями кембрия-венда. Месторождение многопластовое, продуктивными являются терригенные отложения венда. Ботуобинский горизонт представлен мелко-и среднезернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами. Породы хамакинского горизонта представлены в основном песчаниками мелко-, средне-, крупнозернистыми с регенерацион-ным кварцевым цементом, а также неравномерно распределенным сгустковым или сгустково-поровым сульфатным (ангидритовым и гипсовым) и карбонатным цементом, смешанным карбонатно-глинистым и порово-пленочным глинистым (гидрослюдистым) цементом. Породы талахского горизонта представлены песчаниками средне-, мелко- и крупнозернистыми гравелити-стыми с различными типами цементации.

38 ROGTEC

0,3

0,5

0,7

Кв, д. ед.

y = 0,0075x – 1,359 R2 = 0,8983

0,9

скв. 2-р, обр. 1 well 2-р, sample 1 скв. 2-р, обр. 1а well 2-р, sample 1а скв. 2-р, обр. 1б well 2-р, sample 16 скв. 551-р, обр. 5 well 551-р, sample 5 скв. 551-р, обр. 5а well 551-р, sample 5а скв. 333, обр. 2 well 333, sample 2 скв. 333, обр. 2а well 333, sample 2а скв. 333, обр. 4 well 333, sample 4

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3

0,1 0

~40 м

~20 м

0,2

Н, м

1,0

J-функция

нефте- и водонасыщенности. Высота положения ВНК в пределах переходной зоны оценивалась с использованием результатов измерения капиллярного давления на образцах с пересчетом его значений на пластовые условия для флюидов нефть/вода (рис. 6).

~10 м ~5 м 0,2

0,4

0,6

0,8

1,0 Кв_норм, д. ед.

Рис. 6. Пример расчета глубины зеркала свободной воды по результатам капиллярометрии по функции Баклея – Леверетта (J-функции) для Ассельской залежи ОНГКМ: R2 – коэффициент детерминации; Кв_норм – нормированный коэффициент водонасыщенности; Кв – коэффициент водонасыщенности Fig 6. Example of calculation of the depth of gravity water based on the results of capillarometry in function of Buckley-Leverett (/-functions) for the Assel deposit of the Orengburg OGC field: R2 – coefficient of determination; Кв норм – standardized coefficient of water-saturation; Кв – water saturation factor

data of tests, based on which the depth of transition zone was also evaluated. The evaluation of the depth of transition zone was confirmed through the determination of the values of relative permeability ratio, based on which correlation data for evaluation of residual oil- and gas-saturation were obtained. The depth of OWC position within the area of transition zone was evaluated with the application of results of measurement of capillary pressure on samples, with recalculation of its values for conditions of formation, for fluids oil/water (Fig.6). To confirm the level of OWC at the base deposit and Mid-Carboniferous deposit of the Orenburg oil-and-gas condensate field, the method of directed summing of the relative electrical resistivity of reservoir was applied, which makes it possible to use data of the well test, carried out in the interval below the OWC (Fig.7). As a result of the analysis and summation of all the accumulated geological and geophysical information, a 3D digital geological model of the whole Orenburg oil-andgas condensate field was built-up, including the necessary cubes for estimation of reserves (Fig.8). The reserves, practically estimated by volumetric method, in the whole www.rogtecmagazine.com

Абсолютная отметка глубины, м

RESERVOIR ESTIMATION practically agree with the ones evaluated by method of formation pressure decline (difference makes up not more than 1%), which speaks in favour of the optimality of the technological solutions, applied at the Orenburg oil-andgas condensate field.

Абсолютная отметка, м: Actual elevation, m: подошвы предельно насыщенной зоны или кровли переходной зоны Bottom of extremely saturated zone or roof of the transition zone FWL

–1730 –1740 –1750 –1760

ВНК = –1768 м

–1770 –1780

УЭС, Ом·м

104 103

–1790 10

60 β, д. ед.

rвп = 295·exp(–34,01Кп) R2 = 0,77

102 101 100 10–1 0,05

вода water нефть oil смесь mix 0,07

0,09

0,11

0,13

0,15

0,17

0,19 0,21 Кп, д. ед.

Рис. 7. Выделение переходной зоны Основной и Среднекаменноугольной залежей ОНГКМ (а) с учетом распределения сопротивлений в интервалах опробования (б): β – угловой параметр, полученный путем фазовой обработки парного сопоставления параметров, которые отражают изменение нефтеводонасыщенности и пористости разреза; γ – угловой параметр, отмечающий уровень, выше которого может быть получена чистая нефть; φ – угловой параметр, отмечающий уровень, ниже которого отсутствует подвижная нефть, но могут быть получены притоки чистой воды, воды с пленкой нефти Fig 7. Delineation of transition zone of the Base deposit and Mid-Carboniferous deposits of the Orenburg OGC field (a) with account of spread of resistivity values in the tested intervals (б/b): в – angular parameter, determined by way of phase processing of dual comparison of parameters reflecting alteration of oil-and-gas saturation and porosity of the cross-section; γ – angular parameter, marking the level above which pure oil can be produced; ф – angular parameter, marking the level below which fluent oil is missing, but influx of pure water or filmed water can be received.

Средние значения Кп по керну для коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахско-го горизонтов соответственно составили 0,130; 0,092 и 0,113 д.ед., проницаемости - 356,7; 183,2 и 46,7 мД. Впервые при выполнении подсчета запасов УВ ЧНГКМ (в 2013 г. в пределах ботуобинско-го горизонта, в 2015 г. - для всех продуктивных горизонтов) www.rogtecmagazine.com

It should be noted that the estimation of HC reserves of the Orenburg oil-and-gas condensate field, carried out by Gazprom VNIIGAZ, contains not only the above mentioned innovative solutions, but alongside with that utilizes previously published works related to the given target, carried out by NPF “Orenburggasgeofizika” (N.A.Ivanova), LLC “VolgoUralNIPIgas” (S.V.Bagmanova, M.A.Politykina and others), JSC “Central Geophysical Expedition (S.I.Bilibin).

Approach, Applied for Conditions of the Chayandinskoye Oil-andGas Condensate Field

The cross-section of the Chayandinskoye oil-and-gas condensate field, penetrated by its wells, is represented with carbonate-halogenous, carbonate and sandy-and-clay deposits of Cambrian-venda. The field is multi-layer one, pay zone is represented with terrigenous deposits of venda.

Botuobin horizon is represented with fine- and medium-grained quartz sandstones and siltstones. The rocks of hamakin horizon are mainly represented with fine- and medium- and coarse-grained sandstones with regeneration quartz cement, as well as with unevenly spreaded clotted or clotted-porous sulphate (anhydrite and gypsum) and carbonaceous cement, mixed with carbonaceous-argillaceous and the pore- and film-type argillaceous (hydromica-type) cement. The rocks of talakh horizon are represented with medium-grained, fine-grained, coarse-grained, and very coarse-grained (gravelstone) sandstones with various types of cementation.

ROGTEC 39

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Кп определялся по акустическому импедансу. Вследствие невозможности достаточно точного учета нефте- и газонасыщенности ближней зоны данные электрического каротажа не использовались для определения пористости. По этой же причине и из-за недостаточной стандартизованности метода не использовались и данные нейтронного каротажа. Так, определение пористости пород ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов реализовано по данным акустического (АК) и гамма-гамма-плотностного (ГГКП) каротажа с использованием зависимостей типа «керн-керн» и «керн-ГИС».

The average values of Кp on the core analysis for reservoirs of botuobin, khamakin and talakh horizons made up 0,130, 0,092 and 0,113, correspondingly, and that of permeability –was 356,7, 183,2 and 46,7 mD For the first time, in the course of estimation of HC reserves of the Chayanovskoye oil-gas condensate field (in 2013, within the botuobin horizon, in 2015-for all the pay zones) Кp was determined by acoustic impedance. Due to impossibility of sufficiently accurate account of oil- and gas-saturation of the near-field zone the data of electrical logging were not used for determination of porosity. Due to the same reason, because of insufficient standardization of the method, the data of neutron logging were not used as well. Thus, the determination of porosity of the botuobin, khamakin and talakh pay zones was implemented with the use of data of acoustic logging and gamma-gammadensity logging, with application of correlations of the “core-tocore” type and “core-to-logging» type.

трещинный коллектор Fractured reservoir поровый коллектор Porous reservoir неколлектор Non-reservoir

Рис. 8. Геологическая модель Оренбургского НГКМ. Куб флюидов (а) и разрез куба литологии (б) Fig 8. Geological model of the Orenburg OGC field. Cube of fluids (а) and cross-section of the lithology cube (б/b)

Комплексирование методов АК и ГГКП основано на использовании зависимостей акустического импеданса (G), определяемого как произведение скорости распространения продольной волны по породе на объемную плотность этой породы, от пористости. Так, на основе вновь полученной информации по данным ГИС и исследованиям керна скорректирована зависимость G от Кп для ботуобинского горизонта и получены новые зависимости

40 ROGTEC

Integration of the acoustic logging and gamma-gammadensity logging is based on the application of correlations of acoustic impedance (G), determined as multiplication of the longitudinal wave velocity in the rock and the bulk density of that rock, of porosity. Thus, based on the updated information according to well logging data and core analysis, correlation of G and Кp was corrected for botuobin horizon, and new correlations of “core-to-well logging data” for khamakin and talakh horizons were obtained [see Fig.3] .

Correlations for botuobin horizon were differentiated for gas-saturated and oil- and water-saturated rocks, for khamakin and talakh horizons they were accepted as unified because of insignificant impact of residual gas-saturation in the penetration zone on readings of devices at acoustic logging and gammagamma-density logging. Relating to the wells drilled before 2000, the gammagamma-density logging was applied to only 10 of them. www.rogtecmagazine.com

«керн-ГИС» для хамакинского и та-лахского горизонтов [рис. 3]. Зависимости для ботуобинского горизонта дифференцированы для газонасыщенных и нефте- и водонасыщенных пород, для хамакинского и талахского горизонтов приняты едиными из-за слабого влияния остаточной газонасыщенности в зоне проникновения на показания методов АК и ГГКП.

6720000

6700000

6680000

6760000

6740000

6660000

6720000

Абсолютная отметка стратиграфической кровли хамакинского горизонта, м

RESERVOIR ESTIMATION – 1170

–1460

6700000

6680000

1,95E+07 -1200

б Применительно к коллектор reservoir скважинам, пробуренным неколлектор -1400 до 2000 г., ГГКП выполнен non-reservoir только в 10 из них. В этих случаях определение Кп пород проводилось по данным АК с использованием петрофизических зависимостей интервального времени упругих волн (At) от Кп, полученных на керне при моделировании пластовых термобарических условий и Рис. 9. Геологическая модель ЧНГКМ (фрагмент). Стратиграфическая кровля (а) и разрез куба литологии (б) хамакинского горизонта подтвержденных данными «керн-ГИС» [рис. 4]. Fig 9. Geological model of the Chayandinskoye oil-gas condensate field (fragment). Stratigraphic roof (a) and cross-section of lithology cube (б/b) of the Hamakin horizon Зависимости ДДК) для ботуобинского горизонта In such cases, determination of the Кp value of the rocks дифференцированы was carried out based on the data of acoustic logging для чистых (dJYK < 0,25) и глинистых (dJ^ > 0,25) with the use of petrophysical correlations of the interval коллекторов, где dJYK - двойной разностный time of elastic waves (At) and Кp, obtained on the core параметр гамма-каротажа. during the modeling of the thermobaric conditions of formation and confirmed by the “core-to-logging” data Учет глинистости для коллекторов хама-кинского [see Fig.4]. Correlations for botuobin horizon were горизонта достигается введением в уравнение differentiated for clean (dJYK < 0,25) and argillaceous параметра dJYK. Для пропластков (гравелиты), чаще залегающих в верхней части хамакинского горизонта (dJ^ > 0,25) reservoirs, where dJYK is double gammaray index of the gamma logging. и характеризующихся аномально высокими показаниями гамма-каротажа (ГК), не связанными с глинистостью, определение пористости проводилось The account of clay content for reservoirs of kahamin horizon is achieved through entering the dJYK parameter по зависимости «керн-керн», полученной при into the equation. For alternations (gravelites), more often моделировании пластовых условий. В отложениях deposited in the upper part of the khamakin horizon та-лахского горизонта показания ГК контролируются and featured with abnormally high values of gammaне только глинистостью, а в значительной степени logging, not related to clay content, the determination минералогическим составом пород, поэтому учет of porosity was carried out based on correlation “coreглинистости при определении коэффициента to-core” obtained in the course of modeling of formation пористости по АК не производился. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА При комплексной обработке данных ГИС осуществлялось также определение значений Кп пород по данным ГГКП с использованием петрофизических зависимостей, соответствующих каждому продуктивному горизонту. Учитывая низкую тесноту связей Кп, обуслов-ленную вариациями минералогического состава, значения Кп по ГГКП применялись оценочно. В качестве результирующих при наличии в комплексе ГИС данных ГГКП были приняты значения Кп по G, в случае отсутствия ГГКП -значения К по АК. На основе обобщения всей геолого-геофизической информации построена цифровая трехмерная геологическая модель ЧНГКМ по всем трем продуктивным горизонтам (рис. 9), на базе которой коллективом геологов-ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (под руководством Е.Е. Полякова) при участии специалистов филиала в г. Ухте (под руководством Н.П. Вишератиной), а также ООО «ЦНИП ГИС» (Л.А. Кондратьева, Л.Д. Колотущенко, В.Ю. Трухин, Т. А. Вотякова), ООО «Газпром геологоразведка» (А.А. Конторович, И.В. Корсу-нов), ООО «Ингеосервис» (под руководством О. А. Смирнова) выполнен подсчет запасов УВ. Продуктивность вышележащего осинского горизонта была оценена как непромышленная. Кроме того, по результатам исследований, выполненных на ЧНГКМ, сделаны следующие основные выводы: 1) по итогам геологоразведочных работ существенно уточнена картина тектонического строения ЧНГКМ - обоснованно выделены 19 изолированных тектонических блоков (ранее были выделены четыре основных блока); 2) с учетом новых данных керна и информации о степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов ЧНГКМ; 3) линейные запасы УВ, подсчитанные в интервалах испытанных объектов, хорошо согласуются с максимальными значениями полученных дебитов газа с учетом величины скин-эффекта, что позволяет прогнозировать дебиты во вновь пробуренных скважинах. Таким образом, детальное изучение геологического строения стратегически значимых га-зосодержащих объектов с последующим подсчетом запасов УВ позволяет прогнозировать перспективы развития минерально-сырьевой базы как ПАО «Газпром», так и в целом по России, а также экспортный потенциал страны.

42 ROGTEC

conditions. The readings of gamma-logging, in the deposits of the talakh horizon, are not only controlled by clay content, but largely by mineral composition of rocks, that is why the account of clay content, while determining the porosity ratio by acoustic logging, was not done. In the course of integrated logging data processing, determination of Кp values of rocks by the data of gamma-gamma-density logging was carried out as well, with the use of petrophysical functions, corresponding to each pay zone. Taking into account low linkage of Кp, determined by variations of the mineral composition, the values of Кp by gamma-gamma-density analysis were used in an estimative mode. The values of Кp by G, and in case of missing gamma-gamma-density logging, – the values of K by acoustic logging, were accepted as resulting data, provided the availability of the gamma-gamma-density logging data in the complex of well logging data. On the basis of integration of all the geological and geophysical information a 3D geological digital model was built-up for the Chayanovskoye oilgas condensate field for all the 3 pay zones (Fig.9), on the basis of which a team of geologists of Gazprom VNIIGAZ (under direction of E.E.Polyakov), with participation of specialists of the branch in Ukhta (under direction of N.P.Visheratina), as well as LLC «TsNIP GIS” (L.A.Kondratyeva, L.D.Kolotushchenko, V.Yu.Trukhin, T.A.Votyakova), LLC “Gasprom Geologorazvedka” (A.A.Kontorovich, I.V.Korsunov), LLC “Ingeoservis” (under direction of O.A.Smirnov) the estimation of HC reserves has been carried out. Formation productivity of the above positioned Osin horizon was estimated as noncommercial. Besides, the following major conclusions were made, based on the results of research, carried out at the Chayanovskoye oil-gas condensate field: 1) Based on the results of exploration works, the picture of tectonic structure of the Chayanovskoye oil-gas condensate field was significantly updated – 19 isolated tectonic blocks were delineated with due justification. (before only four basic blocks were delineated); 2) With account of updated core analysis data and the information about the degree of salinisation of rocks, zoning of the territory was carried out and boundary values of the porosity ratio and permeability of pay zones were updated for the Chayanovskoye oil-gas condensate field; 3) The contour reserves of HC, estimated in the intervals of tested targets are well correlated with the maximum values of obtained gas rates, with account of skin-effect value, which makes it possible to predict the production rates at the step-out wells. www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION Исследования, выполненные в Прикаспийской НГП, позволили обосновать беспрецедентно длительную стабильную работу АГКМ и, соответственно, Астраханского газохимического комплекса. В пределах Волго-Уральской НГП результаты подсчета запасов позволят оптимизировать проектные решения в части разработки и обустройства ОНГКМ в период падающей добычи. Подсчет запасов ЧНГКМ Лено-Тунгусской НГП (входит в зону первоочередного освоения в районе действующего нефтепровода Восточная Сибирь Тихий океан и проекти-руемого газопровода «Сила Сибири»), выполненный в сжатые сроки, позволил своевременно осуществить проектирование разработки и обустройства месторождения, а также более обоснованно планировать объемы и состав экспортного газа страны.

Список литературы

1. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Астраханского газоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, Е.А. Фёдорова, В.В. Стрекозин и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). - С. 141-150. 2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье. М.: ВНИГНИ; Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 3. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -№ 3 (31). - С. 172-186. Статья впервые опубликована в научно-техническом сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 3. Материал любезно предоставлен компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ». The original article was first published in the «Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 3, 2018. Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC.

www.rogtecmagazine.com

Therefore, the detailed investigations of the geological structure of the strategic and significant gas-containing targets, with consequent estimation of the HC reserves makes it possible to predict the development perspectives of the mineral resource base of both PJSC “Gasprom”, and of the whole Russia, as well as the export potential of the country. The research, carried out in the Petroleum province of the Caspian Sea, made it possible to provide rationale for the unprecedented long and stable yield of the Astrakhan gas-condensate field and, correspondingly, of the Astrakhan Gas Chemical Complex. The results of the reserves estimation, within the boundaries of the Petroleum province of the Volga-Urals area, will make it possible to optimize design solutions in terms of development and construction of the Orenburg oil-and-gas condensate field at the times of its declining production. The estimation of reserves of the Chayanovskoye oilgas condensate field of the Petroleum province of Lena-Tunguss area (is included in the zone of primary development in the area of the active crude pipeline “Eastern Siberia – the Pacific ocean” and projected pipeline “The Power of Siberia”) carried out under tight schedule, made it possible to timely implement project engineering of development and construction of the field, as well as substantially plan the volumes and composition of the country’s export gas.

References

1. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. FEDOROVA, V.V. STREKOZIN et al. Solving scientifi c tasks at calculation of hydrocarbon reserves in Astrakhan gascondensate fi eld [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Astrakhanskogo gazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 141–150. ISSN 2306-9849. (Russ.). 2. Guidelines on calculation of geological reserves of oil and gas using a volumetric procedure [Metodicheskiye rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza obyemnym metodom]. Moscow: All-Russian Research Geological Oil Institute (VNIGNI); Tver: NPTs “Tvergeofi zika”, 2003. (Russ.). 3. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO et al. Scientifi c tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 172–186. ISSN 23069849. (Russ.).

ROGTEC 43

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Фундаментальные основы подземной гидродинамики и квантомеханический взгляд на модель пласта Fundamentals of Subsurface Hydrodynamics and a Quantum-Mechanical View of the Reservoir Model Р. Ш. Муфазалов: Научно-производственная фирма «Пакер», г. Октябрьский, РБ

R. Sh. Mufazalov: Scientific and Production Firm “Paker”, Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russia

1. Теорема Тима. Фундаментальные зависимости базовых гидродинамических параметров пласта и скважины, и их взаимосвязь – основа новой парадигмы подземной гидродинамики

1. Tim’s Theorem. The fundamental dependences of the key hydrodynamic parameters of the reservoir and the well and their interrelationships as the basis for a new paradigm of subsurface hydrodynamics

Система «Продуктивный пласт – скважина - насосное (лифтовое) оборудование» - единая, неразделимая гидродинамическая система, взаимосвязанная фундаментальными зависимостями, отражающими единство и взаимосвязь всех гидродинамических параметров этой системы [4]. Околоскважинное пространство продуктивного пласта – особая высокоактивная и энергодинамически нестабильная зона. В процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта бурением, заканчивания скважины (вторичного вскрытия) и ее эксплуатации нарушаются природное энергомеханическое и электродинамическое равновесия продуктивного пласта. В околоскважинном пространстве происходят гидротермодинамические, физикомеханические изменения характеристики породы, свойства пластовой жидкости. Совершаются физико-химические, химико-биологические

The “Producing Reservoir – Well – Pumping (Lift) Equipment” system is a uniform, inseparable hydrodynamic system interconnected by fundamental dependences reflecting on the uniformity and interconnectedness of all the hydrodynamic parameters of this system [4]. The near-wellbore region of the reservoir is a special zone characterized by high activity and unstable energy dynamics. Such processes as drilling the first well into the pay zone, well completion, and subsequent well operations upset both the mechanical energy equilibriums and the electrodynamic equilibrium in the formation. Both the hydrothermodynamic and physico-mechanical characteristics of the near-wellbore rock change, as do the reservoir fluid properties in this region. Physico-chemical and chemicobiological transformations take place. The reservoir’s electrodynamic equilibrium is upset, and, because of this, hydrogen bonds, acting as retention mechanisms for the hydrocarbon systems, begin to form in the capillaries and

44 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING превращения. Происходит нарушение электромагнитодинамического равновесия пласта и в связи с этим в капиллярах и трещинах околоскважинного пространства образуются удерживающие водородные связи в углеводородных системах и происходит перераспределение энергии связи, определяемой силами Ван-дерВаальса и силовых полей взаимодействия двойного электрического слоя (ДЭС). Все эти технологические процессы и далеко не полностью указанные факторы существенно влияют на физико-реологические параметры пластовой жидкости, нарушают проницаемость и пористость околоскважинного пространства, образуя, так называемую, неоднородную по проницаемости и пористости скин-зону и приводят кратному снижению притока жидкости в скважину. Van Everdingen A. F. и Hurst N. (1949) предложили формулу (1) для расчета потери давления в околоскважинном пространстве при фильтрации жидкости в скважину [1].

где ΔРs - дополнительные потери пластового давления при фильтрации жидкости к забою скважины из-за ухудшения проницаемости пласта в скин-слое от k до ks; µ - динамическая взякость пластовой жидкости Q; S - значение скин-фактора. Параметр ΔРs имеет важное значение и входит при выводе формул всех базовых гидродинамических параметров зонально-неоднородного пласта. Следует отметить, что аналитический вывод выражения (1) не существует, кроме того, допущены следующие грубые ошибки: • во-первых, по законам гидродинамики нефтяного пласта при фильтрации жидкости, значение ΔРs имеет логарифмическую природу, т.е. ΔРs изменяется по логарифмической кривой, а в формуле (1) это не учтено. Эта серьезная ошибка внесла в значение S неопределенность и ± ∞; • во-вторых, потери давления ΔРs зависит от величины радиуса (толщины) скин-слоя Rs, а в формуле (1) не учтена толщина скин-слоя Rs. Это противоречит законам гидродинамики пласта и существенно искажает реальное значение S; • в-третьих, при определении ΔРs не учтен коэффициент проницаемости ks скин-слоя, т.к. ΔРs - дополнительные фильтрационные потери в скин зоне с коэффициентом проницаемости ks, поэтому значение коэффициента ks должно быть учтено. Эта грубая ошибка привела к полному искажению значения S. www.rogtecmagazine.com

fractures of the near-wellbore region, and the bond energy, as determined by the van der Waals forces and electrical double-layer (EDL) interaction force fields, are redistributed. All these production-related processes and other factors, the list of which above is nowhere near complete, significantly affect the physico-rheological parameters of the reservoir fluid and impair the permeability and porosity of the near-wellbore area, forming a layer with non-uniform permeability and porosity distribution called the skin zone and produces a several-fold reduction in the rate of fluid flow into the wellbore. A. F. van Everdingen and N. Hurst (1949) proposed formula (1) for calculating the pressure drop occurring in the nearwellbore area as the fluid flows into the wellbore [1].

where ΔРs is the incremental reservoir pressure drop that occurs during the filtration of fluid into the bottom-hole region due to the impairment of reservoir permeability in the skin layer from k to ks; µ is the dynamic viscosity of the reservoir fluid Q; S is the skin factor value. The parameter ΔРs is important and is included in the derivation of the formulas for all the key hydrodynamic parameters of a multizone heterogenous reservoir. It should be noted that an analytical derivation of expression (1) does not exist, and on top of that, the following gross errors have been made: • firstly, according to the laws of oil reservoir hydrodynamics governing the process of fluid filtration, the value of ΔРs has a logarithmic nature, i. e. ΔРs changes along a logarithmic curve, and formula (1) fails to take this into account. This serious error introduced uncertainty and ± ∞ into the S value; • secondly, the pressure drop ΔРs depends on the value of the skin layer radius (thickness) Rs, and formula (1) fails to take the skin layer thickness Rs into account. This contradicts the laws of reservoir hydrodynamics and significantly distorts the actual value of S; • thirdly, the skin layer permeability factor ks is not accounted for in the determination of ΔРs, since ΔРs is the incremental filtration-related pressure loss in the skin zone with permeability factor ks, which means that the value of the coefficient ks should be considered. This gross error led to a complete distortion of the value of S. Thus, formula (1) proposed by A. F. van Everdingen and N. Hurst (1949) for determining ΔРs fails to observe the physical laws governing the reservoir hydrodynamics, violates mathematical logic, and contains the serious errors set forth above. M. F. Hawkins (1956), using (1), proposed the following formula for calculating S: (2), which has been

ROGTEC 45

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Таким образом, в формуле (1), предложенной V.Everdingen A.F.и Hurst N.(1949) для определения ΔРs не соблюдены физические законы гидродинамики пласта, нарушена математическая логика и допущены указанные серьезные ошибки. Hawkin M.F.(1956), используя (1), предложил для расчета S формулу:

(2), вошедшую в учебную и научную литературу, как Hawkins’ formula [2]. Согласно этой формуле, S может принимать значения от минус бесконечности до нуля и от нуля до плюс бесконечности т.е., без принадлежности области определения, существования и практического использования. Известно, если функция стремится к бесконечности, она практического применения не имеет. Подземная гидродинамика как самостоятельная нефтяная наука, основанная и сформированная отечественными учеными Н.Е. Жуковским, Н.Н. Павловским, Л.С. Лейбензоным, С.А. Христиановичем, В.Н. Щелкачевым и др., а также зарубежными учеными M. Muskat, Van Everdingen A.F.& Hurst N. и Hawkins M.F. к 50 годам ХХ века, казалось, полностью завершена, и проведены последние завершающие штрихи этой фундаментальной науки. Завершена в том смысле, что выявлены основные законы гидродинамики фильтрации пластовой жидкости, которым подчиняются глубинные процессы, происходящие в нефтегазовом пласте, написаны соответствующие уравнения и их решения. Сомневаться в надежности известных нам принципов этой науки не было оснований. Всякая динамично развивающаяся наука формулирует и определяет не только основные принципы, на которых она строится, но и должны быть определены основные направления и границы применимости этих принципов. Каких бы теоретических и технологических успехов не достигла современная наука в области гидродинамики пласта, она далека от совершенства и к концу 50-х годов практически полностью исчерпала свой потенциал и не создала ни одной фундаментальной теории, более того, сформировалась ошибочная концепция по базовым направлениям. Горечь удивления вызывает та реальность, что более полувека, начиная со второй половины ХХ го столетия, патриархи Российской и зарубежной нефтяной науки были уверены в непогрешимости формулы (Van Everdingen & Hurst, 1949) для определения ΔРs, скин-фактора S (Hawkins, 1956), а

46 ROGTEC

introduced into educational and scientific literature as Hawkins’ formula [2].

According to this formula, S can take values from minus infinity to zero and from zero to plus infinity, i. e. , without belonging to a particular domain of definition, existence, or practical use. It is known that if a function tends to infinity, it has no practical application. Subsurface hydrodynamics as an independent branch of petroleum science, founded and organized by Russian scientists N. Ye. Zhukovsky, N. N. Pavlovsky, L. S. Leybenzon, S. A. Khristianovich, V. N. Shchelkachev, et al., as well as by foreign scientists M. Muskat, Van A. F. van Everdingen, N. Hurst, and M. F. Hawkins, seemed to have taken its final shape by 1950s with even the last finishing touches having been put to the fundamental whole of this science. Here, “final” means that the key laws of reservoir fluid filtration hydrodynamics that govern the subsurface processes occurring in an oil and gas formation have been discovered, relevant equations and solutions to them have been written. There was no reason to doubt the reliability of the principles of this science that we all knew. Any branch of science that is rapidly developing should do more than just formulate and establish the basic principles on which it is built: the main focus areas and limits of applicability of these principles should also be established. No matter what theoretical and technological successes modern science may have attained in terms of reservoir hydrodynamics, it is far from perfect and, by the end of the 1950’s, it had almost completely exhausted its potential. Since that time, no fundamental theories have been created, and the conceptual developments that took shape along the main avenues of application have indeed gone the wrong way. What comes as a bitter surprise is the fact that, for more than five decades at the beginning in the second half of the 20th century, the patriarchs of Russian and foreign petroleum sciences were convinced of the infallibility of the formula in (Van Everdingen & Hurst, 1949) for determining ΔРs, the formula in (Hawkins, 1956) for determining the skin factor S, as well as the formula used for determining the influx rate Qs to the bottom-hole region of a real-world well, despite the obvious errors in, and controversies around, these formulas, which were all made up with gross violations of the laws of subsurface hydrodynamics. The negative consequences of these errors and delusions have been reflected in the theory and practice of the fundamentals of hydrodynamic well testing (GDIS), www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 47

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА также формулы для определения притока Qs к забою реальной скважины, несмотря на явные ошибки и спорные вопросы вокруг этих формул, составленных с грубыми нарушениями законов подземной гидродинамики. Негативные последствия этих ошибок и заблуждений нашли отражения в теории и практике основных положений ГДИС, ТИС и ГИС, но главные губительные последствия в том, что со второй половины прошлого столетия эти формулы без выводов и доказательств были включены во все учебники, учебные пособия и методические руководства соответствующего профиля вузов и курсов повышения квалификации. Современная подземная гидродинамика больна изнутри. Основные причины болезни, ее живучести и устойчивости – глубокий застой научных идей в сочетании с догматическим подходом к формированию и решению фундаментальных научных проблем, и консерватизмом научного мышления. Исследовательские работы в области подземной гидродинамики с тех времен и по настоящее время свелись к разработке полуэмпирических подгоночных теорий, имеющих предварительный характер ошибочных концепций. Пример тому, что по сей день оставались открытыми и дискуссионными наиболее принципиальные вопросы: область существования значений скин-фактора S и его принадлежность, неопределенность положительного и отрицательного знака его значений. Отсутствие строгой теории вывода его формулы. В связи с этим не были решены проблемы качества вскрытия пласта, прогнозирования его энергетического состояния, фильтрационных свойств, определения продуктивности, текущего и потенциального дебита и коэффициента нефтеотдачи пласта в целом. Это было время глубокого кризиса в области подземной гидродинамики. Допущенные ошибки в формулах (1 и 2), а также в формулах для расчета базовых гидродинамических параметров пласта и несоответствие расчетов, выполненных по указанным формулам промысловоэкспериментальным данным послужили толчком к созданию новой парадигмы подземной гидродинамики – реальной гидродинамической модели пласта [3,4,7]. В работах [3;4] приводится подробный вывод формулы для определения ΔРs с учетом зональной неоднородности пласта:

Указываются исторические ошибки и заблуждения, допущенные в формулах для определения скин-

48 ROGTEC

geophysical well logging (GIS), and mud logging (TIS), but something we can really describe as a disastrous effect is the fact that, since the second half of the last century, these formulas have been included in all textbooks, teaching aids, and study guides of universities, colleges, and postgraduate training courses specializing in the subject-matter without any derivations or proofs whatsoever. Modern subsurface hydrodynamics is ailing from the inside out. The main causes of that ailment, as well as its tenacity and persistence, are a profound stagnation in scientific ideas combined with a dogmatic approach to formulating and solving fundamental scientific problems aggravated by the conservatism of scientific thought. Whatever research work was conducted in the field of subsurface hydrodynamics since that time up until the present day can be reduced to the development of semi-empirical theories whose sole purpose was to tweak the mathematical apparatus to reality and which, as all erroneous concepts, had but preparatory value if any. One example of this is the fact that, to this day, the most fundamental questions have remained open and debatable: what is the domain in which skin factor values S exist, and to which it belongs, and what to do with the uncertainty about the positive and negative signs of its values? Another such issue is the lack of a rigorous theory behind the derivation of its formula. Because of this, numerous issues with the quality of drilling and completion work performed on a reservoir, predicting its energy state and filtration properties, determining its productivity, current and potential flow rates, and assessing the oil recovery factor of the reservoir as a whole have not been resolved. It was a time of deep crisis in the field of subsurface hydrodynamics. The errors in (1) and (2), as well as errors in the formulas used for calculating the key hydrodynamic parameters of the reservoir, and the discrepancies between the calculations made using the said formulas and the data obtained from field practice and experiments served as an impetus to create a new paradigm for subsurface hydrodynamics – a realistic hydrodynamic reservoir model [3, 4, 7]. [3, 4] contain a detailed derivation of the following formula for determining ΔРs, taking into account the multi-zone heterogeneity of the reservoir:

There are also indicated are historical errors and misconceptions incorporated into the conventional formulas for determining the skin factor, pressure drop, and influx rate in the skin layer during fluid filtration. In this connection, a detailed and consistent analytical derivation of its formula is given. 1 – The analytical derivation of the skin factor formula is confirmed using five alternative methods, viz www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА фактора, потери давления и притока в скин-слое при фильтрации жидкости. В связи с этим дается подробный и последовательный аналитический вывод его формулы. 1-Аналитический вывод формулы скинфактора подтверждается в пяти вариантах выводами: 2- через индикаторные линии «дебит – давление», 3 «дебит – уровень», 4 - по значениям забойного давления и 5 - потенциального дебита, 6 - приводится вывод формулы скин-фактора для зонально-неоднородного пласта [3,4,5]. Выведена зависимость для оценки влияния радиуса скин-слоя и коэффициента проницаемости на величину притока жидкости в скважину. Базовыми параметрами для составления гидродинамической модели пласта являются реальное значение потери давления ΔРs при фильтрации скважинной жидкости в околоскважинном пространстве, значение скин-фактора S, коэффициенты продуктивности К и проницаемости пласта k; пластовое Рпл и забойное Рз давления, динамический уровень скважинной жидкости hд, текущий приток Qж, потенциальный дебит Qпот и математические формулы для их определения. На основе теоретических и прикладных исследований, выполненных в области подземной гидродинамики и совместной работы пласта, скважины и подъемного (лифтового) оборудования определены и установлены фундаментальные зависимости всех базовых гидродинамических параметров пласта, скважины и насосного (лифтного) оборудования для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного горизонта и для оценки состояния зонально-неоднородного пласта [3…9] Фундаментальные зависимости (формула Тима) для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта [4…7]:

deriving through: 2 – “flow rate – pressure” and 3 – “flow rate – level” indicator lines, 4 – bottom-hole pressure and 5 – potential flow rate values; 6 – a formula for the skin factor for a multi-zone heterogenous reservoir is given [3, 4, 5]. A dependence for estimating the influence of the skin layer radius and the permeability factor on the amount of fluid flowing into the wellbore is derived. The key parameters based on which a hydrodynamic reservoir model can be constructed are the actual value of the pressure drop ΔРs that occurs during the wellbore fluid filtration in the near-wellbore region, the value of the skin factor S, the productivity factor К and the permeability factor k; the reservoir pressure Рпл and the bottom-hole pressure Рз, the dynamic borehole fluid level hд, the current influx rate Qж, the potential flow rate Qпот, and the mathematical formulas for their determination. Based on theoretical and applied research performed in the field of subsurface hydrodynamics and co-functioning of the reservoir, well, and lift equipment, fundamental dependences have been established and determined for all key hydrodynamic parameters of the reservoir, well, and pumping (lifting) equipment that are required for assessing the state of the near-wellbore region of a reservoir pay zone and for assessing the state of a multi-zone heterogenous reservoir [3...9] The fundamental dependences (Tim’s formula) for assessing the state of the near-wellbore region of a producing reservoir [4...7] are as follows:

The fundamental dependences (Tim’s formula) for assessing the state of a multi-zone heterogenous reservoir are as follows:

Фундаментальные зависимости (формула Тима) для оценки состояния зонально - неоднородного пласта: where α is the reservoir heterogeneity coefficient, which is, in fact, a proportionality factor that accounts for how non-homogeneously permeability is distributed within the reservoir. The words “The ‘Reservoir – Well – Pumping Equipment’ system as a uniform, inseparable hydrodynamic system

50 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING где α - коэффициент неоднородности пласта, как коэффициент пропорциональности, учитывающий неоднородность пласта по проницаемости. Система «Пласт-скважина-насосное оборудование» - как единая, неразделимая гидродинамическая система, взаимосвязанная фундаментальными зависимостями, отражающими единство и взаимосвязь всех гидродинамических параметров этой системы» подтверждаются математическими доказательствами и выводами всех базовых гидродинамических параметров пласта и их взаимосвязь фундаментальными зависимостями [3…9]. В этих работах приводятся подробные и последовательные доказательства всех положений «Теоремы Тима». «Теорема Тима» гласит, что «Любые изменения проницаемости продуктивного пласта приводят к пропорциональному изменению его продуктивности, гидропроводности, забойного давления, динамического уровня жидкости, текущего притока и потенциального дебита, а безразмерные относительные их величины равны между собой».

Рис. 1. Полная геометрическая интерпретация фундаментальных зависимостей и взаимосвязь гидродинамических параметров пласта и скважины, подтверждающая Теорему Тима: 1 - индикаторная линия Рз=f(Qж(к)); 2 - индикаторная линия Рз=f(Qж(кs)); 3 индикаторная линия hд=f(Qж(к)); 4 - индикаторная линия hд=f(Qж(кs)); К – коэффициент продуктивности при естественной проницаемости пласта k; Кs - коэффициент продуктивности при ухудшенной проницаемости пласта ks; Qж(к) – приток жидкости при продуктивности пласта К; ΔК – www.rogtecmagazine.com

interconnected by fundamental dependences reflecting the uniformity and interconnectedness of all hydrodynamic parameters of this system” are confirmed by mathematical proofs and derivations for all key hydrodynamic parameters of the reservoir and for their interrelationships via fundamental dependences [3...9]. The latter papers provide detailed and consistent evidence for all the provisions of Tim’s Theorem. Tim’s Theorem states that “Any changes in the reservoir permeability lead to proportional changes in its productivity, hydraulic conductivity, bottom-hole pressure, dynamic fluid level, current influx rate, and potential flow rate, and their dimensionless relative values are equal to each other.”

Fig. 1. A complete geometric interpretation of the fundamental dependences and the interrelationship between the hydrodynamic parameters of the reservoir and the wellbore, confirming Tim’s Theorem, is shown above; 1 is the indicator line Рз=f(Qж(к)); 2 is the indicator line Рз=f(Qж(кs)); 3 is the indicator line hд=f(Qж(к)); 4 is the indicator line hд=f(Qж(кs)); К is the productivity factor at the native permeability of the reservoir, k; Кs is the productivity factor at the impaired permeability of the reservoir, ks; Qж(кs) is the fluid influx rate at reservoir productivity k; Кs is the decrease in productivity resulting from the impairment of reservoir permeability from К to Ks; Qж(кs) is the fluid influx rate at formation productivity Ks; Qж is the decrease in influx rate resulting from the impairment of reservoir productivity from К to Кs; hст is the static fluid level in the wellbore; hд(к) is the dynamic fluid level in the wellbore at reservoir productivity К; hд(кs) is the dynamic fluid level in the wellbore at reservoir productivity Кs; Δhд is the decrease in dynamic fluid level in the wellbore resulting from the impairment of

ROGTEC 51

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА снижение продуктивности в результате ухудшения проницаемости пласта от k до ks; Qж(кs) – приток жидкости при продуктивности пласта Кs; ΔQж – снижение притока в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; hст – статический уровень жидкости в скважине; hд(к) – динамический уровень жидкости в скважине при продуктивности пласта К; hд(кs) – динамический уровень жидкости в скважине при продуктивности пласта Кs; Δhд – снижение динамического уровня жидкости в скважине в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; L – глубина скважины до верхних перфорационных отверстий; Lд(к) –динамическая глубина при продуктивности пласта К; Lд(кs) – динамическая глубина при продуктивности пласта Кs; ΔРз – снижение забойного давления в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; Qпот(к) – потенциальный дебит при продуктивности пласта К; Qпот(кs) – потенциальный дебит при продуктивности пласта Кs; ΔQпот – снижение потенциального дебита в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs. В работах [4-9] дается критический анализ общепринятой формулы для определения притока жидкости к забою реальной скважины, конкретно указываются допущенные ошибки и в четырех вариантах приводится вывод формулы для определения притока жидкости к забою реальной скважины:

Фундаментальные зависимости (формулы Тима) полностью описывают, а теорема Тима доказывает реальную гидродинамическую модель продуктивного пласта. Фундаментальные зависимости гидродинамических параметров системы «Пласт-скважина - насосное оборудование» должны быть использованы для проведения количественной оценки и полного анализа состояния пласта, геофизических, гидродинамических и технологических исследований (ГИС, ГДИС и ТИC), и всестороннего обоснования технологических и гидродинамических параметров при разработке программного обеспечения для инновационного проектирования процессов разработки нефтегазовых месторождений. 2. Квантованные поля продуктивного пласта – реальный материальный мир, физический природный объект В большинстве технических системах и технологических процессах приходится

52 ROGTEC

reservoir productivity from К to Кs; L is the well depth up to its top perforations; Lд(к) is the dynamic depth at reservoir productivity К; Lд(кs) is the dynamic depth at reservoir productivity Кs; ΔРз is the decrease in bottomhole pressure resulting from the impairment of reservoir productivity from К to Кs; Qпот(к) is the potential flow rate at reservoir productivity К; Qпот(кs) is the potential flow rate at reservoir productivity Кs; ΔQпот is the decrease in potential flow rate resulting from the impairment of reservoir productivity from К to Кs. [4–9] provide a critical analysis of the generally accepted formula used for determining the rate of fluid influx to the bottom-hole region of a real-world well, clearly specifying the errors it contains and presenting four alternative derivations of the following formula to be used for determining the rate of fluid influx to the bottom-hole region of a real-world well:

The fundamental dependences (Tim’s formulas) completely describe a realistic hydrodynamic model of a reservoir, and Tim’s Theorem proves its validity. The fundamental dependences between the hydrodynamic parameters of the “Reservoir – Well – Pumping equipment” system should be used to quantify and fully analyze the state of the reservoir, as well as for purposes of hydrodynamic well testing (GDIS), geophysical well logging (GIS), mud logging (TIS), and comprehensive technological and hydrodynamic feasibility assessments for software development projects to support innovative process design solutions for oil and gas field development. 2. Quantized fields of the producing reservoir as a physical (natural) object in a real, material world When studying most engineering systems and technological processes, must simultaneously consider the joint effect of mechanical, thermal, electric, magnetic, optical, and gravitational fields, as well as any interrelationships among them. An important factor for establishing the relationships between various physical fields is their conventional dimension taken under a uniform system of units of measurement. A producing reservoir is exposed to a multitude of changing geophysical fields (multi-fields): geomechanical, hydrodynamic, geomagnetic, electrodynamic, geothermodynamic, gravitational, undulatory, optical, as well as their derivatives. The values of the parameters of these geophysical fields are completely interrelated and depend on the spatial heterogeneity and temporal variability of the state of the entire system. www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING рассматривать одновременно совместное действие механических, тепловых, электрических, магнитных, оптических и гравитационных полей и их взаимосвязь. Для установления взаимосвязи между различными физическими полями важное значение имеет их размерность, принятая в единой системе единиц измерения. Продуктивный пласт находится под динамическим воздействием множеств геофизических (мульти) полей: геомеханического, гидродинамического, геомагнитного, электродинамического, геотермодинамического, гравитационного, волнового, оптического и их производных. Значения параметров этих геофизических полей находятся в полной взаимосвязи и зависят от пространственной неоднородности и временной изменчивости состояния всей системы. Эти поля можно разделить на две группы: 1. Геомеханическое и гидродинамическое поля. Под термином этих «полей» следует понимать часть пространственного объема горной породы пласта, находящегося под всесторонним сжатием горного давления, характеризующее его напряженное состояние, прочность, упругость, устойчивость, проницаемость, пористость, пластовое давление, реологические параметры пластовой среды и т.д. Для геомеханических и гидродинамических задач понятие поля принимается чисто условно для составления математической модели действующей системы. 2. Электромагнитное и гравитационное поля. Эти поля, в отличие от первый группы, представляют реальные материальные объекты элементарных частиц. За электромагнитное поле отвечают элементарные частицы – электроны, протоны, нейтроны, кварки и их распад. Взаимосвязь этих частиц составляет три фундаментальные взаимодействия: притяжение электрона к ядру – электромагнитное взаимодействие. Взаимное притяжение кварков (внутриядерное взаимодействие) – пример сильного взаимодействия. Распад кварка и свободного нейтрона – бета распад пример слабого взаимодействия. Кроме трех фундаментальных взаимодействий огромную роль в природе имеет четвертое фундаментальное взаимодействие, это взаимное притяжение всех частиц друг к другу в гравитационном поле. За гравитационное поле отвечают элементарные частицы – гравитоны. Этих полей назовем «квантованными полями продуктивного пласта». Квантованное поле представляет собой природную реальность, материальный объект, который обладает энергией, www.rogtecmagazine.com

These fields can be divided into two groups: 1. Geomechanical and hydrodynamic fields. In this case, the term “fields” should be understood to refer to a portion of reservoir rock, which occupies a certain volume in space and is exposed to lithostatic pressure acting on all sides of it and characterizing its stress state, strength, elasticity, stability, permeability, porosity, reservoir pressure, rheological parameters of the reservoir fluid, etc. For geomechanical and hydrodynamic problems, the concept of a field is used purely as a convention for the purpose of constructing a mathematical model of the working system. 2. Electromagnetic and gravitational fields. These fields, unlike the former group of fields, represent real material objects, viz. elementary particles. The electromagnetic field is governed by elementary particles – electrons, protons, neutrons, quarks – and their decay. There are three fundamental interactions that describe how these particles influence each other. An example of electromagnetic interaction is an electron’s attraction to the nucleus. An example of strong interaction is the mutual attraction of quarks (intra-nuclear interaction). An example of weak interaction is the decay of a quark and a free neutron (beta-decay). In addition to the three fundamental interactions described above, there exists the fourth fundamental interaction playing a huge role in nature: it is the mutual attraction of all particles to each other in a gravitational field. Responsible for this field are elementary particles called gravitons. Let us call these fields the “quantized fields of the reservoir”. A quantized field is a natural reality, a material object that possesses energy, inertia, and gravity. The totality of lines of force of quantized fields at a given point in space forms the so-called potential field. For a potential field, two important properties hold. The first one is the principle of superposition, according to which the net effect of the group of sources generating the potential field can be found by successively summing up the vector values characterizing the field generated by each source taken separately. The second important property that holds for a potential field is the maximum principle. The potential function can only reach its maximum or minimum value on the surface of the field source or at infinity. Quantum electrodynamics (QED) is the quantum theory of electromagnetic interactions, the best-elaborated part of quantum field theory. Classical electrodynamics only considers the continuous properties of electromagnetic fields. Quantum electrodynamics is based on the fact that an electromagnetic field also possesses discontinuous (discrete) properties, whose carriers are the field quanta named photons. The interactions of electromagnetic

ROGTEC 53

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА инерцией и тяготением. Совокупность силовых линий квантованных полей в данной точке пространства образует так называемое потенциальное поле. Для потенциального поля справедливы два важных свойства. Первое – принцип суперпозиции, состоящий в том, что действие группы источников, создающих потенциальное поле может быть найдено последовательным векторным суммированием величин, создаваемых отдельно каждым из источников поля. Второе важное свойство – принцип максимума для потенциального поля. Значение максимума или минимума потенциала может достигаться только на поверхности источников поля или в бесконечности. Ква́нтовая электродина́мика (КЭД) — квантовая теория электромагнитных взаимодействий наиболее разработанная часть квантовой теории поля. В классической электродинамике рассматривают только непрерывные свойства электромагнитного поля. Квантовая электродинамика основана на том, что электромагнитное поле обладает также и прерывными (дискретными) свойствами, носителями которых являются кванты поля —фотоны. Взаимодействие электромагнитного излучения с заряженными частицами рассматривается в квантовой электродинамике как поглощение и испускание частицами фотонов. Квантовая электродинамика, как фундаментальная квантовая теория поля была создана в 1940-х годах в работах Р. Фейнмана [10]. Это была первая теория поля взаимодействия заряженных элементарных частиц в магнитном поле. Квантовая электродинамика количественно объясняет эффекты взаимодействия полей с веществом, а также последовательно описывает электромагнитные взаимодействия между заряженными частицами. Электромагнитное поле (и его изменение со временем) описывается в электродинамики посредством системы четырех легендарных векторных уравнений Максвелла, где электрическое и магнитное поле рассматривается как проявления единого электромагнитного поля. В квантовой механике полная энергия взаимодействия электрически заряженных частиц определяют оператором Гамильтона: Так, оператор Гамильтона атома с зарядом ядра Z имеет вид [11]:

Здесь m — масса электрона, е — его заряд, rj — абсолютная величина радиус-вектора j-го электрона, ħ – постоянная Планка. Первое слагаемое выражает кинетическую энергию электронов, второе слагаемое — потенциальную энергию кулоновского

54 ROGTEC

radiation with charged particles are viewed in quantum electrodynamics as instances of absorption and emission of photons by the particles. Quantum electrodynamics as a fundamental quantum field theory was created in the 1940s in the works of R. Feynman [10]. This was the first interaction field theory describing the behavior of charged elementary particles in a magnetic field. Quantum electrodynamics provides a quantitative explanation for the effects of field-to-matter interactions as well as a consistent description of electromagnetic interactions between charged particles. The electromagnetic field (and its change over time) is described in electrodynamics using a system of four legendary vector equations known as Maxwell’s, where the electric and magnetic fields are regarded as manifestations of just one field referred to as electromagnetic. In quantum mechanics, the total energy of interaction between electrically charged particles is determined by the Hamiltonian operator: for example, the Hamiltonian of an atom with nuclear charge Z has the following form [11]:

Here, m is the mass of the electron, е is its charge, rj is the absolute value of the radius vector of jth electron, ħ is Planck’s constant. The first term represents the kinetic energy of the electrons, the second term represents the potential energy of the Coulomb interaction between the electrons and the nucleus, and the third term represents Coulomb’s potential energy due to the mutual repulsion between the electrons. The summation in the first and second term is over all Z electrons. In the third term, the summation runs over all pairs of electrons, with each pair occurring only once [12]. Planck’s constant ħ, whose value is fixed and equal to 6.626 x 10-34 J·s, is the portion of electromagnetic energy corresponding to one quantum. Planck’s constant ħ defines the boundary between the macrocosm, where the laws of Newton’s mechanics apply, and the microcosm, where the laws of quantum mechanics apply. Planck’s constant ħ indicates the lower limit of spatial quantities, below which the effects of quantum mechanics should be taken into account. 2.1. Quantum electrodynamics of the reservoir as the basic framework for calculating the structured oil reserves. The present study is the first-ever attempt to make use of the information value of the electrical double layer (EDL) that forms in the capillaries and fractures of the reservoir rock. The electrical double layer occurs when two phases, one of which is liquid, come into contact. The www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING взаимодействия электронов с ядром и третье слагаемое — потенциальную кулоновскую энергию взаимного отталкивания электронов. Суммирование в первом и втором слагаемом ведется по всем Z электронам. В третьем слагаемом суммирование идёт по всем парам электронов, причём каждая пара встречается однократно [12]. Константа Планка ħ, значение которой фиксирована и равна 6,626 x 10–34 Дж·с - это порция электромагнитной энергии, соответствующая одному кванту. Постоянная Планка ħ определяет границу между макромиром, где действуют законы механики Ньютона, и микромиром, где действуют законы квантовой механики. Постоянная Планка ħ указывает нам нижний предел пространственных величин, после которого нужно учитывать эффекты квантовой механики. 2.1. Квантовая электродинамика продуктивного пласта – базовая основа подсчета структурных запасов нефти. В этой работе впервые сделана попытка использовать информативность двойного электрического слоя (ДЭС), возникающего в капиллярах и трещинах породы пласта. Двойной электрический слой возникает при контакте двух фаз, из которых одна является жидкой. Стремление системы понизить поверхностную энергию приводит к тому, что частицы на поверхности раздела фаз ориентируются особым образом. Вследствие этого контактирующие фазы приобретают заряды противоположного знака, но равной величины, что приводит к образованию двойного электрического слоя (рис.2). Образующийся двойной слой можно подразделить на плотную часть δ (слой Гельмгольца), образуемый ионами, прилегающими непосредственно к поверхности стенки капилляров породы, и диффузную часть (слой Гуи) D. В результате электростатического притяжения ионов заряженной поверхностью, с одной стороны, и хаотического теплового движения молекул, под влиянием которого ионы стремятся равномерно распределиться в нефти, – с другой, ионная часть приобретает диффузное строение. Концентрация ионов, несущих заряд, противоположный заряду поверхности породы, уменьшается по мере удаления от поверхности, а концентрация ионов, имеющих заряд, одинаковый по знаку с зарядом породы, возрастает по мере удаления от поверхности (рис.2). Слой Гельмгольца или адсорбционный слой, примыкающий непосредственно к межфазной поверхности имеет толщину δ, равную радиусу потенциалопределяющих ионов [13]. www.rogtecmagazine.com

system’s tendency toward lower surface energy causes the particles at the interface to orient themselves in a particular way. As a result, the contacting phases acquire charges of opposite sign but equal magnitude, which causes an electrical double layer to form (Fig. 2). The resulting double layer can be divided into the compact portion δ (Helmholtz layer) formed by ions directly adjoining the surface of the rock capillary wall and the diffuse portion (Gouy layer) D. As a result of electrostatic attraction between the ions and the charged surface, on the one hand, and the chaotic thermal movement of molecules prompting the ions to evenly distribute in the oil, on the other, the ionic portion of the solution acquires a diffuse structure. The concentration of ions carrying a charge opposite to that of the rock surface decreases with distance from the surface, and the concentration of ions having a charge of the same sign as the rock charge increases with distance from the surface (Fig. 2). The Helmholtz layer, also known as the adsorption layer, directly adjoining the interfacial surface has thickness δ equal to the radius of the potentialdetermining ions [13].

Рис. 2. - Fig 2.

The total thickness of the diffuse layer D depends on a number of fundamental constants: (3) where ε is the absolute dielectric constant of the fluid, R is Boltzmann’s constant, Т is the absolute temperature, е is the electron charge, NA is Avogadro’s number, Ci is the concentration of cations of different nature, Zi is the valence of the cations. In this formula, Boltzmann’s constant R is extremely important. If Planck’s constant ħ defines the boundary between the macrocosm, where the laws of Newton’s mechanics apply, and the microcosm, where the laws of quantum mechanics apply, the constant R establishes a direct

ROGTEC 55

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Общая толщина диффузного слоя D, зависит от целого ряда фундаментальных констант: (3) где ε – абсолютная диэлектрическая проницаемость жидкости, R – постоянная Больцмана, Т – абсолютная температура, е – заряд электрона, NA – число Авогадро, Ci - концентрация катионов различной природы, Zi – валентность катионов. В этой формуле чрезвычайно важной является константа Больцмана R. Если постоянная Планка ħ определяет границу между макромиром, где действуют законы механики Ньютона, и микромиром, где действуют законы квантовой механики, то константа R напрямую связывает характеристики микромира с характеристиками макромира. Эту связь обеспечивает постоянная Больцмана R, равная 1,38 x 10–23 Дж/К. Общую толщину D диффузного слоя определить сложно. Для практических расчетов принимают, так называемую эффективную толщину λ диффузионной части ДЭС. Эффективная толщина диффузного слоя λ – это расстояние, где потенциал на границе плотного и диффузного слоев падает в е (основание натурального логарифма) раз. Диффузный слой или слой Гуи, в котором находятся противоионы имеет толщину λ, которая зависит от свойств системы и может достигать больших значений. Величина λ определяется при математическом описании ДЭС выражением (4)

relationship between the characteristics of the microcosm and the characteristics of the macrocosm. In charge of this relationship is Boltzmann’s constant R, which is equal to 1.38 x 10-23 J/K. The total thickness D of the diffuse layer is difficult to determine. The value that is used for practical calculations is the so-called effective thickness λ of the diffuse portion of the EDL. The effective thickness of the diffuse layer, λ, is the distance at which the potential existing at the boundary between the compact and the diffuse layers drops е (the base of natural logarithms) times.The diffuse layer, or the Gouy layer, in which the counterions are located, has thickness λ, which depends on the properties of the system and can become quite large. The value of λ is determined for purposes of mathematical description of the EDL using the following expression: (4)

where ε is the dielectric constant; R is the gas constant, 8.3 J/(mol·K); Т is the absolute temperature; Z is the ion charge; F is the Faraday constant, 96400 C/mol; С is the concentration of ions, mol-ion/l; ε0 is the electric constant, 8.85 x 10-12 F/m. The thickness of the compact layer δ (the Helmholtz layer) is determined based on the value of the potential-determining ions. The effective thickness of the diffuse layer, λ, is determined using formula (4). The total thickness of the EDL ranges between 1.5 and 8.5 μm [13]. The average values of δ and λ are used to construct a capillary oil-flow velocity profile covering the entire influx rate value range (Fig. 3 & 4). The preliminary values of oil content have been determined based on structural parameters.

где ε — диэлектрическая постоянная; R — газовая постоянная, 8,3 Дж\(моль*Кл); Т — абсолютная температура; Z — заряд иона; F — число Фарадея, 96400 Кл \ моль; С — концентрация ионов, моль – ион \ литр; ε0 — электрическая константа, 8,85 *10-12 Ф/м. Толщину плотного слоя δ – слоя Гельмгольца определяют по значению потенциалопределяющих ионов. Эффективную толщину диффузного слоя λ – по формуле (4). Общая толщина ДЭС составляет 1,5… 8.5 мкм [13]. По средним значениям δ и λ построен профиль скоростей Рис. 3. - Fig 3. течения нефти по капиллярам для различных значений притока (рис.3,4). Определены Fig. 3 Changes in the flow profile and thickness profile of предварительные значения содержания нефти по the diffuse layer at different capillary oil-flow velocities for a структурным параметрам. capillary diameter of 5 μm.

56 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING Двойной электрический слой Electrical double layer

Fig. 4 shows a schematic diagram of an electrical double layer in the capillaries of the rock, comprising a Helmholtz layer and a diffuse layer. The Helmholtz layer δ is the immobile (solid) wall-boundary layer containing oil that absolutely cannot be extracted. In terms of volume, this layer accounts for 6–8 % of Oil Initially in Place (OIIP) and is fully included in Commercial Oil in Place (COIP) volumes.

Диффузный слой Diffuse layer

Рис. 4. - Fig 4.

Рис. 3. Изменение профиля течения и толщины диффузного слоя при различных скоростях течения нефти по капиллярам, диаметром 5 мкм. На рис. 4 схематично показан двойной электрический слой в капиллярах породы, содержащий слой Гельмгольца и диффузный слой. Слою Гельмгольца δ соответствует неподвижный пристенный (твердый) слой – абсолютно не извлекаемая часть нефти. По объему этот слой составляет 6…8% от геологических запасов и полностью входит в объем балансовых запасов.

The high-viscosity, low-mobility intermediate oil layer that forms the transition boundary between the Helmholtz layer and the diffuse layer D comprises some 20–25 % of OIIP. This volume can be classified as a practically non-recoverable portion of oil reserves given the current state of development of production equipment and technology. Moreover, this layer is still strongly influenced by the attraction of charged particles from the compact double Helmholtz layer. Профиль скоростей течения нефти по капиллярам Capillary oil-flow velocity profile

Высоковязкая малоподвижная прослойка нефти, переходящая к диффузному слою D составляет 20…25% от геологических запасов. Этот объем можно отнести практически к не извлекаемой части нефти при современном уровне развития техники и технологии добычи. Кроме того на эту прослойку все еще сильное влияние оказывает притяжение заряженных частиц плотного двойного электрического слоя Гельмгольца. Переходной слой – трудноизвлекаемая часть, относится к начальной области диффузного слоя D, где силы взаимного притяжения заряженных частиц начинают снижаться по экспоненте. Объем трудноизвлекаемой части составляет 25…32% от геологических запасов. Рис. 5. - Fig 5. Подвижная – извлекаемая часть нефти. При этом концентрация ионов, несущих заряд, противоположный заряду поверхности породы, уменьшается по мере удаления от стенки капилляра, а концентрация ионов, имеющих заряд, одинаковый по знаку с зарядом породы, возрастает. Сила притяжения и отталкивания заряженных ионов нейтрализуется. Объем подвижной - извлекаемой части составляет www.rogtecmagazine.com

The transition layer, which should be classified as hardto-recover, is located at the ‘take-off’ region of the diffuse layer D, starting from which the forces of mutual attraction between charged particles begin to decrease exponentially. The size of the hard-to-recover portion is 25–32 % of OIIP. The mobile layer of oil constitutes the readily recoverable portion. Here, the concentration of ions carrying a charge opposite to that of the rock surface decreases with distance from the capillary wall, and the concentration of ions having

ROGTEC 57

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА 25…35% от геологических запасов, без учета слоя Гельмгольца –35…45%. В структурных запасах (рис.6) объемы нефти высоковязкой малоподвижной прослойки и переходного слоя объединены и процентные соотношения указаны от доли балансовых запасов. Структура запасов нефти (Р. Ш. Муфазалов)

a charge of the same sign as the rock charge increases. The forces of attraction and repulsion generated by charged ions are neutralized. The size of the mobile, readily recoverable portion is 25–32 % of OIIP, or 35–45 % excluding the Helmholtz layer. The oil reserves structure shown below (Fig. 6) combines the oil volumes pertaining to the highly viscous lowmobility layer and the transition layer; the values given are percentages of COIP.

Геологические запасы нефти (100 %) Балансовые запасы (75…80 %)

Извлекаемые запасы (28…32 %)

Неизвлекаемые запасы (6…8 %)

Трудноизвлекаемые запасы (43…47 %)

Structure of Oil Reserves (R. Sh. Mufazalov)

Забалансовые запасы (15…25 %)

OIIP (100%) Некондиционные запасы

Восполняемые запасы

Техногенно-изменяемые запасы

Commercial OIP (70–80 %)

Recoverable reserves (28–32 %)

Hard-to-recover Reserves (43–47 %)

Рис. 6.

Краткое сведения об авторе : Роберт Муфазалов • 270 научных работ, из них: • 117 изобретений; • 13 монографий (научные книги); • 4 учебников для вузов (с грифом минвуза); • Заслуженный изобретатель Респ. Башкортостан; • Изобретатель СССР; • Отличник Министерства нефтяной промышленности СССР; • Включен в энциклопедию «Инженеры Урала»; • Член-корреспондент РАЕН; • Участник более 30 международных конференций, конгрессов и всемирных выставок по новейшим и наукоемким технологиям. Научные интересы: квантовая геомеханика, подземная гидродинамика, гидравлика, нелинейная гидроакустика, техника и технология бурения, гидромеханика добычи нефти, нефтехимия, медицина - ( 8 патентов на изобретения), разработка и создание высоких технологий для нефтегазохимического комплекса.

Литература - Bibliography

1. A. F. van Everdingen and W. Hurst. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs. – Trans. AIME, Vol. 186, 1949. – pp. 305–24.

58 ROGTEC

Non-recoverable reserves (6–8 %)

Non-commercial OIP (15–25 %)

Substandard reserves

Renewable reserves

Reserves transformable via technology

Fig 6.

Brief information about the author: Robert Mufazalov • 270 academic papers, of which: • 117 inventions; • 13 monographs (scientific books); • 4 university textbooks (endorsed by the Ministry of Higher Education); • Honored Inventor of the Republic of Bashkortostan; • Inventor of the USSR; • Excellence Award from the Ministry of Oil Industry of the USSR; • Included in the encyclopedia «Ural Engineers»; • Corresponding Member of the Academy of Natural Sciences; • Participant of more than 30 international conferences, congresses, and international exhibitions on the latest and research-intensive technology. Academic interests: Quantum geomechanics, subsurface hydrodynamics, hydraulics, nonlinear hydroacoustics, drilling equipment and technology, oil production hydromechanics, petrochemistry, development and creation of high technology for the petrochemical complex. www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR MODELING 2. M. F. Hawkins, Jr. A note on the skin effect. – Trans. AIME, Vol. 207, 1956. – pp. 356–57. 3. Муфазалов Р. Ш. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории гидродинамики нефтяного пласта и их последствия. Часть 1, 2, 3. // Труды 12 – Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение». – Казань: «Центр Оперативной Печати». – 2011. – С. 409–464. [R. Sh. Mufazalov. Historical errors and misconceptions at work in the oil reservoir hydrodynamics theory, and their consequences. Part 1, 2, 3. // Proceedings # 12 of the International Symposium titled “Power resource efficiency and power savings.” – Kazan: Tsentr Operativnoy Pechati. – 2011. – pp. 409–464.] 4. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории гидродинамики нефтяного пласта. – Георесурсы. № 5. – 2013. – С. 34–48. [R. Sh. Mufazalov. Skin factor. Historical errors and misconceptions at work in the oil reservoir hydrodynamics theory. – Georesources. Issue # 5. – 2013. – pp. 34–48.] 5. R. Sh. Mufazalov. Skin factor and its importance for evaluating borehole environmental conditions for a productive formation. // «ROGTEC», Oil & Gas Magazine. Issue # 19. – pp. 18–36. 6. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор. Фундаментальные зависимости параметров пласта, скважины, оборудования и фундаментальное заключение. // Материалы научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях». Уфа: Изд-во УГНТУ. – 2010. – с. 80–93. [R. S. Mufazalov. Skin factor. Fundamental relationships between the reservoir, well, and equipment parameters and a fundamental conclusion. // Materials of the International Research & Practice Conference titled “Topical issues of mature oil and gas fields development.” Ufa: UGNTU Publishing House. – 2010. – pp. 80–93.] 7. Муфазалов Р. Ш. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории подземной гидродинамики, и ее новая парадигма. // Материалы международной научно-практической конференции «Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений». – Казань: Изд-во НПО «Ихлас». – 2016. Т. 2. – с. 58–63. [R. Sh. Mufazalov. Historical errors and misconceptions at work in the theory of subsurface hydrodynamics and a new paradigm for it. // Materials of the International Research & Practice Conference titled “Innovation in the exploration and development of oil and gas fields.” – Kazan. Ikhlas Publishing House. – 2016. Vol. 2. – pp. 58–63] www.rogtecmagazine.com

8. R. Sh. Mufazalov. Skin factor. Relationships, conclusions, and the formula for the key hydrodynamic parameters. // ROGTEC, Oil & Gas Magazine. Issue # 41. – pp. 74–88. 9. Муфазалов Р. Ш. Теорема Тима. Фундаментальные зависимости гидродинамических параметров пласта и скважины, и их взаимосвязь – основа инновационного проектирования процессов разработки нефтегазовых месторождений. // Материалы Международной научно-практической конференции «Моделирование геологического строения и процессов разработки – основа успешного освоения нефтегазовых месторождений». – Казань: Изд-во «Слово». – 2018. – с. 67–69. [R. Sh. Mufazalov. Tim’s Theorem. Fundamental dependences among the hydrodnamic parameters of the reservoir and the well and their interrlationships as a basis for innovative process design solutions for oil and gas field development. // Materials of the International Research & Practice Conference titled “Modeling the geological structure and development processes as a basis for successful exploitation of oil and gas fields. – Kazan. Slovo Publishing House. – 2018. – pp. 67–69.] 10. Фейнман Р. Квантовая электродинамика. 3-е изд. – М.: Наука. – 2004. – 255 с. [R. Feynman. Quantum electrodynamics. 3rd ed. – Moscow: Nauka. – 2004. – 255 pp.] 11. Грибов В. Н. Квантовая электродинамика. – Ижевск: РХД. – 2001. – 288 с. [V. N. Gribov. Quantum electrodynamics. – Izhevsk: RKhD. – 2001. – 288 pp.] 12. Берестецкий В. Б., Лифшиц Е. М., Питаевский Л. П. Квантовая электродинамика. – М.: Физматлит. – 2002. – 720 с. [V. B. Berestetsky, Ye. M. Lifshits, L. P. Pitayevskiy. Quantum electrodynamics. – Moscow: Fizmatlit. – 2002. – 720 pp.] 13. Дамаскин Б. Б., Петрий О. А. Введение в электрохимическую кинетику. 2-е изд. – М.: Наука. – 1983. [B. B. Damaskin, O. A. Petriy. Introduction to electrochemical kinetics. 2nd ed. – Moscow: Nauka. – 1983.] 14. Муфазалов Р. Ш. Квантовая электродинамика пласта – фундаментальная основа подсчета структурных запасов нефти. // Материалы Международной научно-практической конференции «Моделирование геологического строения и процессов разработки – основа успешного освоения нефтегазовых месторождений». – Казань: Изд-во «Слово». – 2018. – с. 296–300. [R. Sh. Mufazalov. Quantum electrodynamics of the reservoir as a basis for successful exploitation of oil and gas fields. // Materials of the International Research & Practice Conference titled “Modeling the geological structure and development processes as a basis for successful exploitation of oil and gas fields. – Kazan. Slovo Publishing House. – 2018. – pp. 296–300.]

ROGTEC 59

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Прогноз нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений района Обской и Тазовской губ Карского моря Prediction of Oil and Gas Presence in Jurassic-Cretaceous Sediments within the Area of Ob and Taz Gulfs at Kara Sea Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, М.А. Калита, Л.А. Наумова, М.Ю. Кабалин

Astafyev, D.A., A.V. Tolstikov, M.A. Kalita, L.A. Naumova, M.Yu. Kabalin

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1

Gazprom VNIIGAZ LLC, Russian Federation, 142717, Moscow region, Leninsky district, Vilkovskoye rural settlement, Razvilka housing complex, Proektiruyemy passage # 5537, Estate 15, Bldg. 1

осле успешной разведки газовых залежей в сеноманских отложениях на месторождениях Обской и Тазовской губ актуальной задачей является доразведка открытых нижерасположенных залежей и выявление новых залежей углеводородов (УВ) в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения скважин на всех открытых морских месторождениях данного района и многих месторождениях прилегающей суши, подтверждает такую возможность. Имеющиеся по основным отражающим горизонтам осадочного чехла (Г, М1 и Б) достоверные структурные построения по данным детальной сейсморазведки раз-ных лет и бурения позволили уточнить структурно-тектоническую

60 ROGTEC

fter the successful exploration of the gas accumulations in the Cenomanian stage at the fields of the Ob and Taz Bays, the real task now is to further explore the subadjacent deposits and discover any new hydrocarbon accumulations in the Lower Cretaceous and Jurassic deposits. The analysis of the geologic and geophysical information, obtained as a result of the well’s drilled at all the discovered fields in the area and the many adjacent onshore wells, provides this possibility. The available reliable structural imaging of the major reflecting interfaces of the sedimentary cover (Г, М1 and Б) made it possible to update the structural and tectonic picture of the whole Ob Bay and Taz Bay area. As it proved to be, all the structures discovered here, and the HC fields related to them are associated with a well-defined structural low. www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT картину в целом района Обской и Тазовской губ. Оказалось, что все выявленные здесь структуры и связанные с ними месторождения УВ приурочены к хорошо выраженной седловине. Анализ условий нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений на открытых газовых месторождениях Каменномысском, Семаковском и Обском, а также газоконденсатных месторождениях СевероКаменномысском и Чугорьяхинском с учетом тектонического строения и нефтегазоносности Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской синеклиз позволяет сделать вывод о высоких перспективах открытия здесь новых залежей УВ. Предпосылки такого прогноза: благоприятные структурно-тектонические условия (зона сочленения крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых прогибов - на севере Сояхинского, на юге Парусового); наличие в разрезе осадочного чехла природных резервуаров регионального, зонального и локального распространения, совмещенных с мощными очагами генерации УВ, а также вероятной водородной дегазации недр, способствующей гидрированию органического вещества и синтезу УВ. Высокая перспективность нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений определена также с учетом установленных особенностей строения открытых месторождений и выявленных структур, а именно увеличения с глубиной их размеров и амплитуд, а также возможного смещения сводов относительно разведанных залежей УВ в сеноманских и апт-альбских отложениях. Новые крупные залежи УВ в юрско-нижнемеловых отложениях ожидаются на месторождениях Каменномысское-море, СевероКаменномысское, Чугорьяхинское и Семаковское. Более крупные по сравнению с сеноманской залежи УВ прогнозируются в отложениях юрского возраста на Обском месторождении. После успешной разведки газовых залежей в сеноманских отложениях Обской и Тазовской губ на месторождениях Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское, Обское, Семаковское, Тота-Яхинское и Антипаютинское актуальна задача доразведки открытых ниже газоконденсатных залежей и выявления новых залежей углеводородов (УВ) - газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и, возможно, нефтяных - в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения скважин на всех открытых морских месторождениях данного района и многих месторождениях прилегающей суши, подтверждает такую возможность. Месторождения с залежами указанного фазового состава, однозначно подтверждающими промышленную продуктивность www.rogtecmagazine.com

The analysis of the conditions for oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic-Lower Cretaceous deposits at the discovered gas fields of Kamennomysskoye, Semakovskoye and Obskoy, as well as the gascondensate fields of Severo-Kamennomysskoye and Tchugoryakhinskoye, taking into account the tectonic structure and oil-and-gas bearing capacity of the KarskoYamalo-Gydanskaya and Nadym-Pur-Tazovskaya syneclise make it possible to conclude a high probability of discovering new HC accumulations here. Prerequisites for such predictions are the following: favorable structural and tectonic conditions (conjunction zone of solid Nurminsky and Nizhne-Messoyakhsky megaswells, surrounded by parts of rift-valley downfolds- Soyakhinskoye in the North, and Parusovoye – in the South); presence, in the cross-section of the sedimentary cover, of natural reservoirs of regional, zonal and local spread, combined with powerful cauldrons of HC generation, As well as probable degasation of hydrogene from the subsoil, which contributes to hydrogenation of organic matter and synthesis of HC. The high probability of oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic and Lower-Cretaceous deposits has been also determined in the context of the identified specific structure features of the discovered fields and their discovered structures, and namely, their dimensions and magnitude increasing with the depth, as well as probable offset of domes relative to explored HC deposits in the Cenomanian and Apt-Albian deposits. Some new solid HC occurences of the Jurassic and Lower-Cretaceous deposits are expected at the fields of Kamennomysskoye Sea, Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryanskoye and Semakovskoye. More solid occurences of HC, compared with the Cenomanian occurrence of HC, are predicted in the deposits of Jurrasic period at the Obskoye field. After the successful exploration of gas accumulations in the Cenomanian deposits of the Ob Bay and Taz Bay at the fields of Kamennomysskoye Sea, SeveroKamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye, Obskoye, Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye and Antipayutinskoye, the main task is to additionally explore the gascondensate occurencies, discovered lower, and discover new hydrocarbon (HC) occurrences – gas-condensate-, oil and gas-codensate- and probably oil fields in the Lower Cretaceous and Jurassic deposits. The analysis of geologic and geophysical information, obtained as a result of the wells drilled at all of the discovered fields within the area and many adjacent onshore fields, provides such a possibility. The fields with deposits of the mentioned fluid content, unambiguously confirming the commercial productivity of the Jurassic and Lower Cretaceous deposits in the area of the Ob Bay and Taz Bay of the Kara Sea, are listed in Table 1. The HC occurences have been discovered in the deposit of Jurassic period at 15 out of 37 fields having HC

ROGTEC 61

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Field

Reservoir formations

Oil

Gas

Antipayutinskoye

Vostochno-Bugornoye

K2s

Vostochno-Minkhovskoye

Vostochno-Tazovskoye

Kiv

Kia

Kiv

K2s, Kia, Kibr

K2t, K2s, Kibr, Kiv

Kibr, Kiv, J2

K2s

Vostochno-Yubileinoye Geofizicheskoye

K1br

Kia

Kig,Kiv

K2s, Kial, Kia, Kibr, J2

Gydanskoye

Yen-Yakhinskoye

Kig, Kiv

K1ach

Kiach, J2

Zapolyarnoye Zapadno-Pesnovoye

K1br, K1v

Kamennomysskoye-more

Maloyamal’skoye

Medvezh’e

K1v, K1b

Minkhovskoye

Condensate

Kia, Kibr, J2

Kig, Kiv -

K2s, J2

K2s,Kial,Kia

K2s, Kial, Kia, Kibr

Kibr

K2s, Kial, Kia, Kig, Kiv, Kib

K2s, Kial, Kia, Kibr, Kig, Kiv, Kib

K1a, K1b, J2

K2s, Kia, Kial, Kib, Kiv, J2, Ji, Pz

Kib, J2, Ji, Pz

Obskoye

Parusovoye

K1g, K1a, K1br

K2s

Novoporovkoye Nurminskoye

Pestsovoye Rostovtsevskoye Russkoye

K1br

K1v, K1ach Kiv

K2s, Kia

Kig, Kiv, Kiach

K2s, Kia, Kibr, Kiv

Kig, Kiv, Kiach, J3, J2

Kibr, Kiv

K2s, K1v

K2s, Kia

K1br

K2s, Kia, Kial

Kibr, Kiv

Kig, Kiv, Kibr

Kiv

Kig

Semakovskoye

K2s, Kibr

Soletsko-Khanaveyskoye

K2s

Kibr

Severo-Parusovoye

Kia, Kibr

Kial, Kia, Kibr

Kibr

Kia, Kig, Kiv, K2s

Kia, Kig, Kiv, Kibr

K2s

K2s, Kig, Kiv, Kiach, J2

Kig, Kiv, Kiach, J2

Kia

Kiach

Kiv

K2s, Kial, Kia, Kig, J3, J2

K2t, K2s, Kial-v, J3, J2

Salekaptskoye Salmanovskoye Sandibinskoye Severo-Kamennomysskoye

Severo-Urengoyskoye Tazovskoye

Kig, Kiv

Kiv

K2s, Kiach

Tota-Yahinskoye

Tryokhbugornoye

Urengoyskoye

Kig, Kiv, Kiach, J2

Khambateyskoye

Shtormovoye

Yubileynoye

Kig, J2

Yuzhno-Parusovoye Yuzhno-Pestsovoye Yuzhno-Russkoye Yurharovskoye Yuzhno-Tambeyskoye Yamburgskoye Yamsoveyskoye

K2s, Kia, J2

K2s, Kiach, J2

Kibr, Kiv

K2s, Kial, Kig, Kib, J2

Kial, Kig, Kib

K2s, Kia, Kig, Kiv, J2

Kig, Kiv, Kiach

K2s, Kig, Kiv, Kiach, J2

Kig, Kiach

Kibr

Kig -

K2s, Kia, Kial, Kibr, J3, J2 Kiach, Kial, Kig

Kial, Kia, Kig, Kib, J3

Kia, Kig, Kiv, J2

Kial, Kia, Kibr, J3, J2

Kig, Kiv, Kiach, J2, Kiv

Kiach

Note. Yellow-highlighted are the fields with HC deposits in the Upper-and Lower Cretaceous period, blue-highlighted are the fields with deposits of Lower Cretaceous and Jurassic periods.

Table 1. Oil-and-gas bearing capacity of Yamal, Gydan and Nadym-Pur-Tazovskaya syneclise in the area of the Ob Bay and Taz Bay

62 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT Месторождение

Пласты-коллекторы

нефть

газ

Антипаютинско е

Восточно-Бугорное

K2s

Восточно-Минховское

Восточно-Тазовское

Kiv

Kia

Kiv

K2s, Kia, Kibr

K2t, K2s, Kibr, Kiv

Kibr, Kiv, J2

K2s

Восточно-Юбилейное Геофизическое

K1br

Kia

Kig,Kiv K2s, Kial, Kia, Kibr, J2

Гыданское

Ен-Яхинское

Kig, Kiv

K1ach

Kiach, J2

Заполярное Западно-Песцовое

K1br, K1v

Каменномысское-море

Малоямальское

Медвежье

K1v, K1b

Минховское

конденсат Kig,Kiv Kia, Kibr, J2

Kig, Kiv -

K2s, J2

K2s,Kial,Kia

K2s, Kial, Kia, Kibr

Kibr

K2s, Kial, Kia, Kig, Kiv, Kib

K2s, Kial, Kia, Kibr, Kig, Kiv, Kib

K1a, K1b, J2

K2s, Kia, Kial, Kib, Kiv, J2, Ji, Pz

Kib, J2, Ji, Pz

Обское

Парусовое

K1g, K1a, K1br

K2s

Новопортовское Нурминское

Песцовое Ростовцевское Русское

K1br

K1v, K1ach Kiv

K2s, Kia

Kig, Kiv, Kiach

K2s, Kia, Kibr, Kiv

Kig, Kiv, Kiach, J3, J2

Kibr, Kiv

K2s, K1v

K2s, Kia

K1br

K2s, Kia, Kial

Kibr, Kiv

Kig, Kiv, Kibr

Kiv

Kig

Семаковское

K2s, Kibr

Kibr

Солетско-Ханавейское

K2s

Северо-Парусовое

Kia, Kibr

Kial, Kia, Kibr

Kibr

Kia, Kig, Kiv, K2s

Kia, Kig, Kiv, Kibr

K2s

K2s, Kig, Kiv, Kiach, J2

Kig, Kiv, Kiach, J2

Kia

Kiach

Kiv

K2s, Kial, Kia, Kig, J3, J2

K2t, K2s, Kial-v, J3, J2

Салекаптское Салмановское Сандибинское Северо-Каменномысское

Северо-Уренгойское Тазовское

Kig, Kiv

Kiv

K2s, Kiach

Тота-Яхинское

Трехбугорное

Уренгойское

Kig, Kiv, Kiach, J2

Хамбатейское

Штормовое

Юбилейное

Kig, J2

Южно-Парусовое Южно-Песцовое Южно-Русское Юрхаровское Южно-Тамбейское Ямбургское Ямсовейское

K2s, Kia, J2

K2s, Kiach, J2

Kibr

Kibr, Kiv

K2s, Kial, Kig, Kib, J2

Kial, Kig, Kib

Kial, Kia, Kig, Kib, J3

Kig

K2s, Kia, Kig, Kiv, J2

Kia, Kig, Kiv, J2

Kig, Kiv, Kiach

K2s, Kig, Kiv, Kiach, J2

Kig, Kiv, Kiach, J2, Kiv

Kig, Kiach

K2s, Kia, Kial, Kibr, J3, J2 Kiach, Kial, Kig

Kial, Kia, Kibr, J3, J2 Kiach

Примечание. Желтым цветом выделены месторождения с залежами УВ в отложениях верхне- и нижнемелового возраста, голубым - в отложениях нижнего мела и юры.

Таблица 1. Нефтегазоносность Ямала, Гыдана и Надым-Пур-Тазовской синеклизы в окрестностях Обской и Тазовской губ

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ юрско-нижнемеловых отложений района Обской и Тазовской губ Карского моря, перечислены в табл. 1. На 15 из 37 месторождений с залежами УВ не только в сеноманском комплексе верхнемеловых отложений, но и в нижележащих пластахколлекторах отложений нижнемелового и юрского возраста залежи УВ открыты в отложениях юрского возраста. На Ямале залежи УВ в юрсконижнемеловых отложениях открыты на структурах Новопортовской, Бованенковской, Харасавэйской, Малышевской, Северо-Тамбейской; в Карском море -на Университетской; на Гыданском п-ове -на Геофизической, Утренней, Минховской, Гыданской; к югу от Тазовской губы -на Ямбургской, Уренгойской, СевероУренгойс-кой, Медвежьей и др. При этом следует учесть, что отложения юрского комплекса бурением вскрыты менее чем на половине месторождений и введенных в бурение структур.

Foot of monoclines (УЮ – Ust’-Uribeyskaya), marginal protrusions (ЩЧ - Shchuchinskoye) and fore deeps (КР - Karskoye)

Rift-valley downfolds (БД - Baydaratskoye, ЯМ - Yamalskoye, СО - Soyakhinskoye, ЯТ - Yarotinskoye, ПР- Parusovoye; АН-Antipayutinskoye, СЯБSevero-Yamburgskoye, БХ-Bol’shehetskoye, НП – Nizhne-Purskoye, НТ-Nerutinskoye); dividing inter- and intro-rift-valley blocks (ГД - Gydansky, НМNurminsky, ЗТН - Zapadno-Tansmsky; АП-Aderpayutinsky, НМС-Nizhnemessoyakhsky, ЯРД - Yarudeysky, ЯМБ-Yamburgsky, СУ-Severo-Urengoysky, ТЗ-Tazovsky) HC Fields (selectively: 12-Geofizicheskoye, 13-Severo-Kamennomysskoye, 14-Kamenomysskoye, 15-Tchugoryakhinskoye; 16-Obskoye, 17-Antipayutinskoye, 18-Tota-Yakhinskoye, 19 - Minkhovskoye, 20 - Semakovskoye, 21 – Severo-Parusovoye, 22 - Parusovoye; 23 – YuzhnoParusovoye, 24 - Arkticheskoye, 25 – Maloyamal’skoye, 26 – Novo-Portovskoye, 27 – Zapadno-Messoyakhskoye, 28 - Yamburgskoye, 29 Urengoyskoye, 30 – Severo-Urengoyskoye, 31 - Tazovskoye, 32 - Zapolyarnoye, 33 - Russkoye, 34 - Sandibinskoye, 35 - Lenzitskoye): oil gas gas-condensate the local and oil-gas perspective structures predicted zones of probable discovery of new HC fields

Рис. 1. Область сочленения Обской и Тазовской губ (по материалам ЗапСибНИИГНИ, СНИИГГиМС, ВНИГНИ, ВНИИГАЗ) Fig 1. The conjunction area of the Ob Bay and Taz Bay (based on the materials of ZapSibNIIGNI, SNIIGGiMS, VNIGNI, VNIIGAS)

Наличие по основным отражающим горизонтам осадочного чехла достоверных структурных построений по данным детальной сейсморазведки разных лет и бурения позволило уточнить структурно-тектоническую картину

64 ROGTEC

deposits, not only in the Cenomanian complex of the Upper-Cretaceous deposits, but in the lower reservoirs of the Lower Cretaceous and Jurassic period. HC accumulations were discovered in the Jurassic and www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT в целом района Обской и Тазовской губ. Область сочленения названных заливов представляет собой седловинную зону на участке сочленения Нурминского и Нижне-мессояхского мегавалов. Оказалось, что все выявленные здесь структуры и связанные с ними месторождения УВ приурочены к хорошо выраженной седловине (ее можно назвать Каменномысско-Чугорьяхинской по названиям расположенных на ней одноименных структур) между юго-восточной пери-клиналью Нурминского мегавала, пересекающего южную часть Ямальского п-ова, и западной периклиналью такого же крупного Нижнемессояхского мегавала (Мессояхского порога) в северном обрамлении Надым-Пур-Тазовской синеклизы [1-3]. В свою очередь, Нижнемессояхский мегавал северными склонами граничит с Сояхинским и Антипаютинским грабен-рифтовыми прогибами, отделяющими Гыданский свод и Западно-Танамский ме-гавал (рис. 1). Южное крыло седловины, судя по всем отражающим горизонтам осадочного чехла, сочленяется с обширным Парусовым прогибом, а к востоку - с Северо-Ямбурским прогибом. Сояхинский и Парусовый прогибы имеют грабенрифтогенную природу и являются элементами единой грабен-рифтовой системы ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. В таких прогибах накопились мощные нефтегазоматеринские толщи, содержащие ор-ганическое вещество сапропелевого, гумусового или смешанного типа, а также многочисленные угольные пласты [4, 5]. Такая смесь органики генерировала как газообразные, так и жидкие УВ [2, 6]. При погружении на оптимальные глубины с определенными температурами и давлениями в таких толщах образуются мощные очаги генерации УВ - главные зоны генерации газа, нефти и газа, а также глубинного газа. Положительную роль в этом процессе играют увеличенный тепловой поток и по-ступление глубинного водорода через разломы грабен-рифтовых систем. Глубинный водород, гидрируя кероген, ускорял синтез УВ и способствовал охрупчиванию горных пород, создавая дополнительное емкостное пространство для латеральной и вертикальной миграции УВ и формирования залежей разного фазового состава. Наиболее благоприятные условия для формирования залежей создавались в пределах межграбеновых, меж- и приразломных гипсометрически приподнятых блоков конседиментационной природы, а также в инверсионных блоках, в осадочном чехле которых, так же как и в породах переходных комплексов и фундамента, формировались наиболее крупные ловушки и залежи УВ [1, 2]. Так происходило формирование залежей УВ на крупном Новопортовском валу и других структурах Нурминского мегавала, а также подобных структурах всего севера Западной Сибири. www.rogtecmagazine.com

Lower-Cretaceous HC deposits, in the structures of Novoportovskaya, Bovanenkovskaya, Kharasaveiskaya, Malyshevskaya, Severo-Tambeyskaya; In the Kara Sea - at Universitetskaya; the Gydansky Peninsula – at Geofizicheskaya, Utrennyaya, Minkhovskaya, Gydanskaya; Southward of the Taz Bay- at Yamburgskaya, Urengoyskaya, Severo-Urengoyskaya, Medvezhya and others. Also, one should take into account that the deposits of the Jurassic complex were discovered by drilling at less than half of the fields and structures that were actually drilled. The available reliable structural imaging based on the detailed seismic survey data of various periods, as well as of drilling, related to the reflecting horizons of the sedimentary cover, made it possible to update the structural and tectonic picture of the Ob Bay and Taz Bay as a whole. The conjunction zone of the bays is in such an anticline zone in the area of the Nurminsky and Nizhnemessoyakhsky megaswell conjuction. As it proved to be, all the structures, and the HC fields related to them, are associated with a well-defined anticline (it could be named Kamennomysskaya-Tchugoryakhinskaya, by the names of the structures located there) between the south-eastern periclinal of Nurminsky megaswell, which crosses the southern part of the Yamal peninsula, and the western pericline of a similar solid Nizhnemessoyakhsky megaswell (Messoyakhsky threshold) in the northward conjunction with the NadymPur-Tazovskaya syneclise.[1-3] The Nizhnemessoyakhsky megaswell with its northern slopes, in its turn, is bordering with Soyakhinsky and Antipayutinsky the northen rift-valley downfolds, which separate Gydansky dome and Tanamsky megaswell. (Fig.1) The southern wing of the anticline, judging by all the reflecting horizons of the sedimentary cover, links with the vast Parusovy downfold, and to the east – with SeveroYambugsky downfold. Soyakinsky and Parusovy downfolds have the type of rift-valley downfolds and are elements of the unified rift-valley downfold system of the West-Siberian petroleum basin. Thick source rock intervals have been accumulated at such downfolds, containing organic matter of sapropelic, humic, and mixed type, as well as multiple coal layers [4, 5]. Such mix of organic matter generated bath gaseous and liquid HC [2, 6]. Being sunken at optimal depths with certain temperatures and pressures, such thicknesses form powerful sources of HC generation – major zones of generation of gas, oil and gas, as well as deep-earth gas. A further positive role in this process is played by increased thermal flux and ingress of deep-earth

ROGTEC 65

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ -100 0 -105 0 -110 0 -115 0 -120 0 -1250

-1050

-13 00

Минховское

-12 -12 00 50

-11 50 -9 000 -1 50 0 -1 100 -1

Чугорьяхинское

-951,8

-10

Сорюнтойская

Нулмуяхинская

00 -9

-1050 -11 00

-930

-940

К ГВ

Обское

-600 -700 -800 -900 -950

-1150

-500

м -442 ГВК

ГВК -1056,8 м

VI 0

-400

разрывное нарушение изогипса отражающего горизонта, м

Isohypse of reflecting horizon, m

Well drilled for overlying beds

залежь: а – газовая, б – нефтяная Occurence: а - gas, б - oil

прогнозируемая залежь

линия геологического профиля

участок критических седловин ловушки

Cross-section line

0 -11

скважина, пробуренная на вышележащие горизонты

береговая линия

Coast line

Ямбургское

15 км

Faulting 2300

50 -11 0 -120 0 -125

67м

210

ЮжноПарусовое

ГВК -11

ГВК -968 м

-1042,4

Новопортовское

7 02 -1

-953

-946 -939

-996

-998

-9 -10 50 00 -1 05 0 -11 00

СевероПарусовое

Парусовое

Каменномысское

Predicted occurrences

Sector of critical traprock anticlines

Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту Г в кровле сеноманского яруса и размещение сеноманских залежей газа в районе Обской и Тазовской губ: ГВК - газоводяной контакт Fig 2. Contour map of reflecting horizon Г at the roof of Cemanian stage and allocation of Cenomanian deposits of gas in the area of the Ob Bay and Taz Bay: ГВК – OWC (gas-water contact)

66 ROGTEC

10 -1

-10

-1150

ГВК -910 м

-1017,7

100 54

-1 0 -1 00 05 0

0 06

-1

-990,3 -964

III

Семаковское

0 10 -1 150 -1

50 -11

50 -10 0 -110

-1040,2

-977,1

-1

IV -1100

ГВК -954

-1

-1024,9

-978,4

ГВ

-1000

-110

III

1,2

-1024,1

-1003,5

Хамбатейское

104

-9 -10 00 00

-1

К-

-850

ГВ

СевероКаменномысское

ГВК -974 м

hydrogene through the faults of the rift-valley downfold system. The deep-earth hydrogene, while hydrating petrologen, accelerated the synthesis of HC and contributed to embrittlement of the earth material, creating additional volumetric space for lateral and vertical migration of HC and formation of various fluid content [1, 2] The most favourable conditions for shaping of deposits were created within the inter-rift-valley-downfold, inter-fault, and near-fault hypsymethrically upstanding blocks of syndepositional type, as well as inversion blocks, in sedimentary cover of which, as well as in the rocks of transient formations and basal complex, the most solid traprocks were formed up. This way the shaping of HC deposits at the solid Novoportovsky swell was taking place, as well as at other structures of Nurminsky megaswell, and also similar structures of the whole north of the West Siberia. Additional structural imaging, based on the integrated data of seismic survey and drilling, made it possible to update the structural plans of reflecting horizons, Г – at the roof of the rocks of Cenomanian stage, M1 - at the roof of the rocks of Aptian stage, and Б – at the roof of the rocks of the Upper Jurassic period (Bezhenov Suite). According to the data of updated imaging, the known gas occurencies in the terrigenous reservoirs of the Cenomanian deposits are associated with the structures, grouping into two isolated swells: 1) KamennosmysskoTchugoryakhinsky swell, with en echelon-like position of the structures of Kamennomysskaya, Severo-Kamenomysskaya www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT Novoportovkoye

210

Kamennnomysskoye

Severo-Kamennomysskoye

Каменномысское-море

Новопортовское

ЮЗ

Северо-Каменномысское

Tchugoryakhinskoye

Чугорьяхинское 5

4 3 2 1

ПК1

500

ГВК -442 м

Г(К2s)

ПК1 2 ПК1

ПК1

ТП1-4

ГНК -942 м ВНК -951 м

ПК14 ПК2-9

K2bz1

K2kz

ГВК -932 м

/ M (К1а) K

K2bz1

ТП0 ГВК -853 - -912 м

-1000

500

ХМ1-3

ХМ1

СВ

Q P3 2-3 P2 1 P2

ПК1

ПК

3 1

ПК1 ПК12

K2kz

ПК14 ПК2-9

1101

ПК1

ПК11 ПК12 ПК1 ПК2-9 4

1200

Березовская свита K bz Кузнецовская K kz свита ПК

K2bz1

2 1

1 1 2

ПК

ПК1

ПК1 ПК2-9 4

ПК

Марресалинская 1250 свита

ГВК -1027 м

ПК1 ПК2-9 4

ГВК -1052,8 м

1171

1200

К2t

ПК1

ПК1 ПК12

3 1

К2k-st-km

K2kz

3 1

-1000

ГВК -1041 м

. Г(К 2s)

К2s

1170

1250

M(К1br) -1500

БЯ23ГНК -1816 - -1937 м

B0(К1nc)K

}

Б(J3) K -2000

Яронгская свита

-1500

ХМ1 ХМ2 ХМ3 ТП0 ТП1 ТП2-3

К1al

ТП4-5 ТП6 ТП7-8

Танопчинская свита

Ю2-6

ГНК -1986 м ВНК -2025 м

К1a

ТП9-11 ТП12 ТП13-15

1-3

Ю11

ТП22 ТП23-25

ГВК -2437 -2466 м БЯ11

Т4(J1) Ахская свита

ТП26

ТП26 БЯ10 БЯ12-13

ГВК -2575,6 м

ТП20

{

ГВК -2442,7 м

ТП22

2655

ГВК -2616,4 м

К1br

БЯ14-16 2840

-3000

B0(К1nc) баженовская

-2500

ТП23

свита Абалакская свита

-3500

M(К1br)

ГВК -2528,2 м

2565

-3000

ХМ1 / M-2000 (К1а)

2235

ТП17-18 ТП21

-2500

ВНК -1852 - -1987 м

НП1-8

3781

-4000

К1nc

Малышевская свита Леонтьевская свита Вымская свита Лайдинская свита Надояхинская свита

-3500

3800

-4000 Б(J 3)

4400

-4500

-5000

-4500

-5000

J1 Т4(J1)

-7800

15 км

-4000

стратиграфические границы

Stratigraphic boundaries

отражающий горизонт

Reflecting horizon

в K

ГВК

GWC

вода

Water

-8000

разлом

Fault

Каротаж: ПС

ГК

Отложения: Deposits

Залежи УВ: HC Deposits: а

а – газовая; б – газоконденсатная; а - gas; в – нефтяная б - gas-ondensate:

Interlaying sandstones, siltstones and clays

прогнозируемая predicted

Predominance of siltstone clays

в - oil

б в

переслаивание песчаников, алевролитов и глин преимущественно алевро-глинистые глинистые

Clays

Скважины: а

-8000 м

а – пробуренные; б – снесенные; а - drilled; б - killed; в – проектируемые

ПС – потенциалов самопроизвольной поляризации ПС – (SF) Self-potential ГК – гамма-каротаж ГК- (GR) Gamma-ray

в - projected

глинистые опоки и опоковидные глины

Clay gaize and gaizy clays

глинистые клиноформенного комплекса ахской свиты

Clay of clinoform complex of Ahskaya Suite

глинисто-битуминозные

Claye-bitumen

Рис. 3. Геологический профиль через месторождения Новопортовское, Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское с известными и прогнозируемыми залежами УВ. Контакты: ГНК - газонефтяной; ВНК - водонефтяной Fig 3. Geologic cross-section across the fields of Novoportovskoye, Kamennomysskoye Sea, Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye with known and predicted HC occurrences. Contacts: ГНК – GOC (gas-oil contact); ВНК – OWC (oil water contact)

Дополнительно выполненные структурные построения по совокупным данным сейс-моразведки и бурения позволили уточнить структурные планы по отражающим горизонтам Г в кровле пород сеноманского яруса, М1 в кровле пород аптского яруса и Б в кровле пород верхнеюрского возраста (баженовская свита). По данным уточненных построений, разведанные газовые залежи в терригенных пластах-коллекторах отложений сеноманского возраста приурочены к www.rogtecmagazine.com

and Tchugoryanskaya - in the western part of the anticline; 2) Obsko-Semakovsky swell, assembling the structures of Obskaya, Parusovaya, Severo-Parusovaya and Semakovsksya (Fig.2). Thus, there exist favorable structural and tectonic conditions for formation of sufficiently solid zone of oil and gas accumulation, surrounded from the north and south with hypocenters of HC generation cauldrons, provided some subjacent structural closures are available there, contributing to local accumulation of HC.

ROGTEC 67

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Рис. 4. Геологические разрезы вкрест простирания месторождений района Обской и Тазовской губ: здесь и далее на рис. 7, 8 см. экспликацию к рис. 3 Fig 4. Geologic cross-sections across the fields in the area of the Ob Bay and Taz Bay: here and further in Fig.7, 8 see legend to Fig.3

-10 60

-1080

-110 0

-970

0 -96

-10

00 -11

-1000

-9 80

-10

-112

-1010 -1020

0 -96 -98 0

-1010

-1160

-10 -105 50 2.8

2,8 05 -1 40 -1 03 0

-10 20

-10

-1060

-990

-1050

-10

-1160

-1060

-1080

-10

-11 -1120

-978.4

-11

-1024,1 -1029,4

-11

1,2

-10

-1

-1 02 7

-114 0 -10

-102

-111

-1040

III

-108

-1000

-1140

-980

-951.8

-1

-104

-990

III

-1040 -103 0

-1008.5

0 -97

-1040,2

-1060

-11

-1160

-10

-1020

0 III

Q P3

-1000

ТП2-3

К1al

ТП4-5 ТП6

К1a

ТП7-8 ТП9-11

-2000

ГВК -1052,8 м

ТП19-20 ТП21

Танопчинская свита

К1br

ТП22 ТП26 ТП23-25 БЯ10

-2500

ПК1

Г(К2s)

ХМ1

M/(К1а)

К1 a

К2s

К1al

жен о

ХМ1 M (К1а) /

-2000

К1a К1br

M (К1br)

ГВК -2442,7 м ТП -2500 ГВК -2528,2 м ТП 2565

ТП26

ГВК -2575,6 м

ГВК -2616,4 м

К1br

B0 (К1nc)

-3000 Ба

-1000

Г(К s) ГВК -1041 м 2

M/(К1а)

M (К1br)

-3000

К1nc К1nc

вск а

яс

J3вита

Малышевская свита Леонтьевская свита Вымская свита Лайдинская свитаJ2

-3500

Б(J3)

Надояхинская свита

-4000

К2 t

-1500

К1nc

-3000

К2k-st-km

К1al

ХМ1

B0 (К1nc) Ахская свита

-500

К2s

-2500

БЯ12-13 2658

-3500

ТП20

БЯ11

Абалакская свита

1200

-2000

ТП12 ТП13-15 ТП17-18

-1500

Яронгская свита

ТП0 ТП1

2-3

ПК1

ГВК -1027 м Г(К2s)

К2t

Марресалинская свита

ХМ1 ХМ2 ХМ3

2-3

К2k-st-km

К2s

-1500

Чугорьяхинское 2 З IV 0В IV

-500

К2k-st-km К2 t

III

ПК1

Tchugoryakhinskoe В

Березовская свита

Кузнецовская свита

P2 1 -500

-11

Северо-Каменномысское

P22-3

ПК1 2 ПК1 3 ПК14 ПК1 ПК2-9

-10

Каменномысское-мореЮВ 8 II II 0

-1000

-10

Severo-Kamennomysskoye

СЗ

K2kz

52.

30 -1040

Kamennomysskoe-more

K2bz1

-1017.7

-10

2.8

-105

10 -10

68 ROGTEC

-10 0

-101

0 05 -1

Главный аргумент, заставляющий продолжить анализ и обобщение геолого-геофизических данных по неоком-аптскому и юрскому комплексам отложений осадочного чехла, - неоптимальность расположения и/или недостаточная глубина пробуренных единичных скважин на подсеноманские отложения, не позволяющие однозначно судить о промышленной нефтегазоносности этих отложений. Так, на месторождении Каменномысское-море глубокая скв. 6, пробуренная на северной периклинали структуры, хоть и вскрыла газоконденсатную залежь в ахской свите в пластах БЯ14-16, но следующая скв. 8, пробуренная практически в своде главной части структуры, остановлена в той же ахской свите и не вскрыла оптимальной части клино-форм, а также нижерасположенной сводовой части юрского

-1030 -1040

структурам, группирующимся в два обособленных вала: 1) Каменномысско-Чугорьяхинский с кулисообразным расположением структур Каменномысской, Северо-Каменномысской и Чугорьяхинской в западной части седловины; 2) Обско-Семаковский, объединяющий структуры Обскую, Парусовую, СевероПарусовую и Семаковскую (рис. 2). Таким образом, благоприятные структурно-тектонические условия формирования достаточно крупной зоны нефтегазонакопления, окруженной с севера и юга гипоцентрами очагов генерации УВ при наличии сквозных гипсометрически замкнутых локальных структур, обеспечивающих локальную аккумуляцию УВ, здесь имеются.

I -1050

-4000

Б(J3)

-4000

J2 Т4(J1)

-4500

-5000

Т4(J1)

-4500

-5000

J1 -7500 -8000 -9000

P2?-T A (PZ?)

Т4 (J1 ) -5500

-5500

P2?-T

PZ? 0 Н,м

3 5

15 км

линия геологического профиля (см. рис. 2) -9500 II Geoloical cross-section line (see H,м Fig.2)

PZ?

A (PZ?)

P2?-T

-6000 м

www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT

-18

-17 50

ГВ (Т К П2 25 1) 25

-18 0

The general submission, it is compelling to continue the analysis and generalization of 0 Восточно- 185 geologic and geophysical data Бугорное 0 0 9 on Neokom-Aptian and Jurassic Минховское -1 ГВК - 1944 м complexes of the sedimentary 50 Восточно-19 0 cover is non-optimality of position 0 Минховское ГВК -1727 м -20 and/or insufficient in depth of the single drilled wells to the SubГВК - 1 902 м Cenomanian deposits, not letting I an unambiguous conclusion regarding the commercial oil-andЧугорьяхинское Семаковское gas bearing capacity of these IV IV СевероIII deposits. Thus, deep well #6 of Каменномысское Kamennomysskoye Sea field, VI ГВК -2442,7 м (ТП20) drilled at the northern pericline of the structure, seemed to have СевероХамбатейское opened the gas-condensate Парусовое III ТП20 occurence in the Achian Suite, in formations БЯ14-16 Такs, but ГВК -1820,5 м (ТП2-3) the following well #8, practically drilled in the dome of the major part of the structure, was stopped Парусовое Нулмуяхинская Сорюнтойская in the same Achian Suite, and did not open optimal part of the wedgeouts, as well as the below Каменномысское positioned dome which is part II of the Jurassic complex, where Южноthe gas-condensate and possibly Парусовое oil-and-gas condensate deposits Обское II ус have been predicted. (Fig.3, see (БУл.ГВ 8) К - 3 Fig.2), Like Novoportovskoye and Ямбургское 40 0м -1800 the other neighbouring fields. The depth of Well 8 must have reached Новопортовское least 4200 m before opening, V at 0 00 all the way through the thickness, -2 V VI of deposits of the Middle Jurassic (reservoirs ЮТ2...ЮТ5 of Malyshev I Suite and ЮТ7...ЮТ9 of Vymskaya 0 5 10 15 км Suite, are predicted here, bounded with argillous impermeable seams) Рис. 5. Структурная карта по отражающему горизонту М1. В отложениях нижней части барремского и неокомского ярусов залежи газоконденсата прогнозируются and Lower Jurassic (reservoirs на Обском месторождении: здесь и далее на рис. 6 см. экспликацию к рис. 2 ЮТ10...ЮТ17 of Nadoyakhin Fig 5. Contour map of reflecting horizon M1. Occurences of gas-condensate are predicted in (Dzhangodi formation) Suite, as deposits of lower part of Barremian and Neokomian stages at the Obskoye field: well as ЮТ18.. .ЮТ23 of Zimnyaya Here and further on in Fig 6 see legend to Fig.2 Suite). Besides, Ahskaya Suite, with the clinoform geology within комплекса, где прогнозируются газоконденсатные, the structure, needs additional exploration of its wing а возможно, и нефтегазо-конденсатные залежи parts, where gas-condensate deposits may be present, (рис. 3, см. рис. 2), как на Новопортовском и like the cross-section of well 6 at the northern pericline of других соседних месторождениях. Глубина скв. 8 the structure (Fig.4-6). должна была бы достичь как минимум 4200 м до вскрытия на всю толщину отложений средней (в этой The gas-condensate deposit was discovered by wells толще прогнозируются пласты-коллекторы ЮТ2... 5-7 of Severo-Kamennomysskoye field, practically ЮТ5 малышевской и ЮТ7...ЮТ9 вым-ской свит, drilled at the dome of the structure in the deposits of the ограниченные глинистыми флюидо-упорами) и нижней Hauterivian stage (in the lower part of Tanopchinskaya юры (пласты-коллекторы ЮТ10...ЮТ17 надояхинской Трехбугорное

-20

-19

-18

-160 0

-165 0 1 7 00 -17 50 -18 00

-180

-1729,7

-1760,7

5 257 КГВ 26) (ТП

-190

,6 м

-1900

-1750 -1800 -1850

-1

-1698

-180

-1900

780 м

-170

ГВК -1

-1

-1632

0 -1800

-17

-1693

-1636

-1

-1950

-200 0 -2050

-1

4м ВНК - 95ГНК -950 м

www.rogtecmagazine.com

-1

-1 0 0 0 -11 00 -12 -13 00 0 -140 0 0 -1500 -1600 -17 00 88

129

ГВК (БУ 1-2616 м 5 )

122

-1

-1700

-1800 -1900

102

ROGTEC 69

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

- 36 00

-3850

-3900

50 - 36 00 - 37 50 - 37 00 -38

-3800 0

-370

Минховское -3750 -3950

-3 65 -37 0 50

-3 -36 65 500

-38

-38 -39050 -400 0 0 -405 -410 0 0

-4050

001

-39

-3900 0 0 -4050 -40

-4000

-3600 -3550

00 -33 50 -33 00 -34 50 -34 00 -35

-38

Северо- 2 Каменномысское 1

2 3

-4000

-38 50

-4

0 15 -3 200 -3 0 30 -3 00 -34500 -3 600 -3 00 -37 800 0 -3 90 -3 00 0 -4

Чугорьяхинское

Хамбатейское

-3 70

0 51 30 -3 400 -3

III 00 -38 00

-39

-3400 -3500

-3400

-3

Семаковское

III

-400

0 60

-3

СевероПарусовое

-4100

-34

-35

00 00 -36650 -3

-3650 -3700 -3800 0 -385 0 -39050 -39 00 -40

-385

-3 3 -35450 0 -35 0 -3 50 60 0

-365 0 -370 -375 0 0

Сорюнтойская

6 1

-4

Анерьяхская -3

-32

-3

-2 70 -2 0 -29800 00 -30 -310000

0 -37500 -38

-3450

ГНК -1 (J2) 0

-390

Ямбургское

50 -36 00 7 -3 50 7 -3

-3600

-3700 -3800 -3900

-22 00 -24 00 -27 00

-38 -39 00 -39 00 5 0 -4 -4 000 -41 050 00 -4150

-33

990 м

Обское

-2

-4

-3305 10 0 0

-3

V I

ЮжноПарусовое

-310

-3

Каменномысское2 море 3 5

Новопортовское

-4200

Парусовое

8 4

ВНК -2 060 м (J2)

(джангодской) свиты, а также ЮТ18.. .ЮТ23, зимней свиты). Кроме того, ахская свита с клиноформным строением в пределах структуры требует доизучения крыльевых частей, где могут быть газоконденсатные залежи по аналогии с разрезом скв. 6 на северной периклинали структуры (рис.4-6). На Северо-Каменномысском месторождении скважинами 5-7, пробуренными практически в сводовой части структуры в отложениях готеривского яруса (в нижней части таноп-чинской свиты - пласт ТП26), открыта газоконденсатная залежь. Однако нижезалегающие толщи неокома и юры бурением не изучены (см. рис. 3, 4). По результатам исследований, структурные и литолого-фациальные условия формирования залежей УВ в не вскрытых бурением неокомских и юрских отложениях здесь аналогичны или даже лучше, чем на месторождении Каменномысское-море, поэтому и приуроченность прогнозируемых залежей УВ в интервале неокомского и юрского комплексов может быть аналогичной месторождению Каменномысское-море.

70 ROGTEC

-2800 0 -30050 -31200 -3 0 345000 --3 0 -360

-2700

-405

Хосырейская Не вскрытые бурением залежи УВ в юрско-неокомских 210 0 5 10 15 км отложениях возможны в морской части площади Семаковского Рис. 6. Структурная карта по отражающему горизонту Б (кровля верхнеюрских отложений) с прогнозируемыми залежами УВ в отложениях средней и нижней юры месторождения. На этом Fig 6. Contour map of reflecting horizon Б (the roof of Upper Jurassic deposits) with predicted месторождении пробуренные occurrences of HC in deposits of Mid- and Lower Jurassic stage скважины, вскрывшие отложения неокомского и среднеюрского Suite – formation ТП26). However, the lower deposited возраста, размещены в formations of Neokomian and Jurassic stages were сухопутной (южной) части структуры и, возможно, not explored by drilling (see Fig.3). Based on the drilling для структурных условий нижней части разреза results, the structural and lithologic-and-facies conditions оказались в неоптимальном месте (рис. 7). Кроме for accumulation of HC deposits in the Neokomian and того, они вскрыли лишь верхнюю, меньшую, часть Jurassic deposits, not opened by drilling are similar, or среднеюрской толщи. Здесь пласты группы БУ имеют even better than they are at the Kamennomysskoye толщины от 8 до 52 м, эффективные - от 2 до 12 м. По Sea field, therefore the association of the predicted HC данным интерпретации геофизических исследований, deposits in the interval of Neokomian and Jurassic Suites в скв. 54 выделены пласты БУ6 и БУ8 с неясным could be similar to the Kamenomysskoe Sea field. характером насыщения на глубинах от 2843 до 2920 HC occurrences in the Jurassic-Neokomian deposits, м. В скв. 5i при испытании интервала от минус 2071

www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT Каменномысское-море 8 Kamennomysskoe-more

Обское Obskoe 1

СЗ

0II

Южно-Парусовое ЮВ Yuzhno-Parusovoye 12 II

Хамбатейское 53 Khambateyskoe

III

Северо-Каменномысское 1 Sev.-Kamennomysskoye P3

Q P3

ПК1

ГВК -1027 м

К2t

Березовская свита ПК1 ГВК -1056,8 м

К2s

-1500

ТП19-20 ТП21

БЯ12-13

M (К1br)

БЯ10

та

Усл. ГВК -3400 м

-2000

B0 (К1nc)

ТП26

ГВК -2575,6 м

ТП20, 22, 23 (К1br)

{

ГВК -2442,7 -2500 ГВК 2565 -2528,2 м

ГВК -2616,4 м

К1br

B0 (К1nc)

-3000

К1nc К1nc

БУ8-0

сви

M (К1а) /

БЯ18

-3000

ХМ1

К1a

К1br

ТП20

-2500

К1nc

К1al

M (К1br)

-2000

3098

вск ая

-3500

M (К1а)

К1a

Танопчинская свита

-1500

ХМ1

M (К1а)

B0 (К1nc)

баж ено

-1000

К2s

К1al

2230

К1br

БЯ11

К2t ПК1

Г(К s) ГВК -1041 м 2

1200

ХМ1

ТП17-18

-3000

Г(К2s)

1019

К1a

ТП22 ТП26 ТП23-25 БЯ10

-2500

ПК1 ГВК -910 м

-1500

Яронгская свита

ТП9-11 ТП12 ТП13-15

-500

К2k-st-km

К2s

К1al

ТП7-8

-2000

Г(К2s)

ПК1 ГВК -1052,8 м

ТП ТП10 ТП4-5 ТП6

К2 t -1000

Кузнецовская свита

Марресалинская свита

ХМ1 ХМ2 ХМ3 ТП2-3

2-3

К2k-st-km

K2kz ПК1 2 ПК1 3 ПК14 ПК1 ПК2-9

P3 P2

-500

P1 K2bz1

Чугорьяхинское 4 2 З IV 0В IV

III

P21

2-3

-1000

P22-3

P2 P21

-500

Семаковское Semakovskoe 100

K1ach

3390

3411

-3500

Ахская свита

Б(J3)

-3500

J3 3676

J3 -4000

J1 -4500

3800

Б(J3)

Абалакская свита Малышевская свита Леонтьевская свита Вымская свита Лайдинская свита

Надояхинская свита

-5000

-4000

Б(J3)

-4000

. -4500

-5000

Т4(J1)

-5000

-4500

J1 Т4(J1)

-5500

Т4(J1)

-5500

P2?-T 0

15 км

м м

P2?-T

-7000

A (PZ?)

P2?-T

-6000 м

Рис. 7. Геологические разрезы по линиям месторождений Каменномысское-море - Обское - Южно-Парусовое и Хамбатейское Северо-Каменномысское - Семаковское в сопоставлении с разрезом по Чугорьяхинскому месторождению Fig 7. Geologic cross-section of the contours of fields of Kamennomysskoye-more, Obskoye-Yuzhno-Parusovoye and Khambateyskoye – Severo-Kamennomysskoye –Semakovkoye in comparison with cross-section at Tchugoryakhinskoye

до минус 3088 м получен непромышленный приток газа дебитом 3,6 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 0,01 м3/сут. Неоткрытые залежи УВ на Семаковском месторождении прогнозируются как в неокомском, так и в юрском, включая нижнеюрскую часть, комплексах отложений (см. рис. 5-7). Такой прогноз подкрепляется фактами от-крытия залежей УВ в пластах неокома и юры на значительно меньших по размерам ме-сторождениях, чем Семаковское - Северо-Парусовом, Парусовом и Южно-Парусовом, приуроченных к Адерпаютинскому валу и об-разующих с Семаковским месторождением единую зону газонефтенакопления. Отметим, что на Южно-Парусовом и Парусовом месторождениях отложения юрского комплекса бурением в оптимальных структурных условиях не изучены. На Чугорьяхинском месторождении также остаются неизученными отложения берриасс-готеривского (ахская свита) и юрского возраста. В северной части газоконденсатной залежи в пласте ТП23 запасы оценены по категории С2. Ниже разрез осадочного чехла месторождения бурением не изучен. По данным сейсморазведки 2D, в www.rogtecmagazine.com

are not opened by drilling, are probable at the seaside of Semakovskoye field. The wells drilled at this field, which opened the deposits of Neokomian and Mid-Jurassic period, have been located in the land (southern) part of this structure, and quite possible, for the structural conditions of the lower part of the cross-section they proved to be in the wrong place (Fig.7). Besides, they opened just the upper, smaller, part of the Mid-Jurassic formation. Here, the formations of БУ group have thickness of 8 to 52m, where net thickness range from 2 to 12m. According to the interpreted data of geophysical survey, formations БУ6 and БУ8 were substracted at well 54, with unclear type of saturation in the depths of 2843 to 2920m. Non-commercial influx of gas with flow rate of 3,6 thous.m3/d and condensate with that of 0,01 m3/d was received during the formation testing at well 51, at the depths of 2071 to 3088m. Undiscovered HC occurrences have been predicted at Semakovskoye field, both in the Neokomian, and in Jurassic, including Lower Jurassic part, complexes of deposits. (see Fig 5-7). Such prediction is confirmed with the facts of HC deposits discovered in the formation of Neokom and Jurassic at the fields considerably smaller than Semakovskoye,–namely, Severo-Parusovoye, Parusovoye and Yuzhno-Parusovoye,

ROGTEC 71

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ контуре замкнутой изогипсы минус 2940 м кровли неокомского комплекса (отражающий горизонт В0) площадь структуры составляет 92,7 км2, что заметно больше площадей ловушек по вышезалегающим пластам барремских, апт-альбских и сеноманских отложений. Кроме того, амплитуда структуры для неокомского комплекса возрастает до ii0 м при почти идеальном совпадении сводовых частей ловушек УВ в направлении к поверхности. Однако по отражающему горизонту Б в кровле баженовской свиты верхней юры Чугорьяхинская единая структура распадается на две структуры, расположенные в южной и северной приконтурных частях вышележащих ловушек в перекрывающих отложениях мелового возраста (см. рис. 6), что существенно осложняет структурное строение нижней части осадочного чехла Чугорьяхинского месторождения. Замкнутые контуры южной ловушки имеют отметку минус 3840 м, а северной - минус 3910 м, их амплитуды равны 25 и 35 м соответственно. Площади этих структур в контурах нижних замкнутых изогипс составляют 13,60 и 28,65 км2 соответственно. Просматривается также сложное соотношение структурных планов отложений юрского возраста с подстилающими породами, вероятно, триаса и палеозоя. Вместе с тем ловушки УВ в пластах-коллекторах неокомского и юрского комплексов могут быть промыш-ленно нефтегазоносными и содержать значительные запасы газа, конденсата и нефти промышленных категорий. Поскольку Чугорьяхинская, Северо-Каменномысская, Каменномысская-море, Обская и другие структуры рассматриваемого района располагались в берриас-готеривское время вблизи юго-западзападных источников сноса терригенного материала, то возможно наличие хороших коллекторов во всем стратиграфическом диапазоне развития песчано-глинистой пачки ахской свиты. По итогам региональных сейсморазведочных работ на акватории Обской губы на сейсмотомографиче-ском скоростном разрезе по профилю ii хорошо выявляются аномальные зоны пониженной на 10...20 % скорости на пикетах 50...75 км между горизонтами M1 и Б в интервале глубин 2000.2800 м (Н.М. Иванова, Ю.В. Рослов и др., ФГУ НПП «Севморгео», 2008 г.), что, вероятно, связано с присутствием в разрезе пород, характеризующихся хорошими коллектор-скими свойствами, и возможным наличием залежей УВ. По этим же материалам зоны развития клиноформенных отложений неокома хорошо выделяются на разрезах сейсмического атрибута «мгновенная фаза». Анализ данных о нефтегазоносности уже открытых залежей месторождений Обской и Тазовской губ позволяет прогнозировать на Чугорьяхинском газоконденсатном месторождении открытие залежей

72 ROGTEC

associated with the Aderpatinsky swell and constituting, together with Semakovskoye field, integrated zone of gas-oil accumulation. We should note that the deposits of Jurassic complex, at Yuzhno-Parusovoye and Parusovoye fields, were not explored by drilling under optimal structural conditions. Not explored deposits of Berriass-Hauterivian (Ahskaya Suite) and Jurassic period of Tchugoryahinskoye field. In the northern part of the gas-condensate occurrence in formation ТП23 reserves have been calculated by category C2 The lower part of the cross-section of sedimentary cover of the field was not explored by drilling. According to the data of 2D seismic survey, in the closed contour of minus 2940m of the roof of Neokomian complex (reflecting horizon B0 ) the area of the structure makes up 92,7km2, which is considerably higher than the areas of traprocks along the above deposited formations of Barremian, Apt-albian and Cenomanian occurencies. Besides, the magnitude of the structure increases for the Neokomian complex up to 110m, with almost ideal coincidence of the crests of the reservoir traprocks. . However, the integrated Tchugoryakhinskaya structure, across the reflecting horizon Б at the roof of Bezhenov Suite of the Upper Jurassic, falls into two structures, located in the southern and northern marginal reservoir areas of the above positioned traprocks in the overlying sediments of Cretaceous period (see Fig.6), which considerably complicates the structure of the lower part of the sedimentary cover of the Tchugoryakhinskoye field. The closed contours of the southern traprock have elevation of minus 3840m, those of the northern one –re minus 3910m, their magnitudes are 25m and 35m, correspondingly. The areas of these structures within the boundaries of lower closed contours make up 13,60km2 and 28,65km2, correspondingly. Some complex relationship can be also seen between the structure plans of the Jurassic deposits, with underlying bedrocks, apparently, trias and primary rock. Alongside with that, the HC traprocks in the reservoirs of Neokomian and Jurassic complexes can be commercially oil-and-gas bearing and contain considerable reserves of gas, condensate and oil of industrial grade. Due to the fact that the Tchugoryakhinskaya, SeveroKamennomysskaya, KamennomysskayaSea, Obskaya and other structures of the examined region were positioned at the Berrias-Hauterivian times near the south-western source areas of terrigenous material, the presence is quite possible of good reservoirs within the whole stratigraphic range of development of sandy and clayrock member in the Ahskaya Suite. Based on the results of the regional seismic surveys run in the offshore area of the Ob Bay, in the seismic tomography velocity cross-section 11, one can see anomalous zones of the velocity drops, by 10 to 20%, at the survey marks of of www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT газа и газоконденсата, помимо сеноманских, барремских (пласты ТП20, ТП22) и готерив-валанжинских (пласт ТП23) отложений, также возможную нефтегазо-носность пластов ТП24-25, ТП26, БЯ10, БЯ11, продуктивных на соседних месторождениях и 12 расположенных в сходных литолого-фациальных условиях, соответствующих Ямальскому типу разреза неокома. По результатам корреляционного анализа площадей с продуктивностью барремских и готеривваланжинских отложений, все указанные пласты уверенно прослеживаются до Чугорьяхинского месторождения. Они, как правило, перекрыты слабопроницаемыми пачками глинистых отложений, являющимися надежными флюидоупорами. Количественная оценка прогнозируемых извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти в неокомском и юрском комплексах осадочного чехла Чугорьяхинского месторождения выполнена с учетом усредненной удельной плотности извлекаемых запасов УВ в указанных комплексах на ближайших более изученных бурением месторождениях. Расчеты показывают, что при 100%-ном заполнении ловушек УВ неокомский комплекс отложений может содержать 76,93 млн т условного топлива (у.т.), в том числе газа 35,20 млрд м3, конденсата 3,07 млн т и нефти 38,66 млн т (табл. 2). В отложениях юрского комплекса в двух закартированных куполах прогнозируются 65,43 млн т у.т. извлекаемых, в том числе газа 46,55 млрд м3, конденсата и нефти 4,21 и 14,67 млн т соответственно. В южном куполе запасы газа могут составить 14,98 млрд м3, конденсата 1,37 млн т, нефти 4,72 млн т, всего 21,06 млн т у.т. Для северного купола величины извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти могут составить соответственно 31,57 млрд м3, 2,86 и 9,95 Площадь структуры, км2 Area of structure, km2

Плотность запасов Density of reserves

50…75 km between horizons M1 and Б, in the interval of depths 2000…2800 m (N.M.Ivanova, Yu.V.Roslov and others, FGU NPP “Sevmorgeo”, 2008), which is apparently related to existence in the cross-section of some rocks featured with good reservoir properties, and probable existence of HC deposits there. According to the same materials, the areas of development of clinoform deposits of Neokomian period are well delineated in the cross-sections of the seismic characteristic “the instantaneous phase”. The data analysis of oil-and-gas bearing capacity of the already discovered deposits of the fields of the Ob Bay and the Taz Bay make it possible to predict discovery of gas and gas-condensate occurrences at the Tchugoryakhinskoye gas-condensate field, beside the Cenomanian, Barremian (formations ТП20, ТП22) and Hauterive-Valanzhian (formation ТП23) deposits, as well as probable oil-and-gas bearing capacity of formations ТП24-25, ТП26, БЯ10, БЯ11-12, which are productive at the neighboring fields and located in similar lithologic-and-facies conditions, matching the Yamal type of the Neokomian cross-section. According to the correlation analysis of areas with productivity of Barremian and Hauterivian-Valanzhian deposits, all the mentioned formations are steadily tracked up to the Tchugoryakhinskoye field. As a rule, they are crossed with members of argillaceous deposits which can be firm impermeable seams. are reliable. The quantitative evaluation of predicted recoverable reserves of gas, condensate and oil in the Neokomian and Jurassic complexes of sedimental cover of the Tchugoryakhinskoye field was carried out with account of average mean specific density of recoverable HC reserves in the mentioned complexes at the nearest fields, more Прогнозируемые запасы Predicted reserves

газ, конденсат извл., нефть извл., газ, млрд м3/км2 млн т/км2 млн т/км2 млрд м3 gas, bcm/km2 Condensate, recov., Oil recov., gas, bcm3 MMt/km2 MMt/km2

конденсат извл., млн т condensate Recov., MMt

нефть извл., млн т Oil recov., MMt

Всего, млн т у.т. Total, MMt of reference fuel

Неокомский комплекс - Neokomian Complex 92.7

0.380

0.033

0.417

35.195

3.072

38.658

76.926

1.356 2.856 4.212

4.722 9.947 14.669

21.063 44.372 65.435

Юрский комплекс - Jurassic Complex 13.6 28.65

1.102

Всего по юре - Total for Jurassic

0.100

Всего по структурам - Total for structures

0.347

14.985 31.569 46.554

42.361

Таблица 2. Расчет прогнозируемых извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти для неокомского и юрского комплексов осадочного чехла Чугорьяхинского газоконденсатного месторождения Table 2. Calculation of predicted recoverable reserves of gas, condensate and oil for Neokomian and Jurassic complexes of sedimentary cover of Tchugoryakhinskoye gas-condensate field

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ млн т -в сумме 44,37 млн т у.т. Всего в неокомском и юрском нефтегазоносных комплексах прогнозируются запасы УВ в размере приблизительно 142,36 млн т у.т., что в районе с действующими и вновь создаваемыми газонефтепромыслами может представлять коммерческий интерес для газонефтедобычи. По отложениям готерива-валанжина коэффициент заполнения ловушек в перспективных пластах можно принять равным 0,81 по аналогии с залежью пласта ТП26 Северо-Каменномысского месторождения. Дальнейшая доразведка месторож-дения может быть связана с проверкой прогноза нефтегазоносности юрского комплекса отложений на южном куполе, а в случае подтверждения промышленной нефтегазоносности юрского комплекса отложений на южном куполе возможно бурение поисково-оценочной скважины на северном куполе. Глубина поисковооценочной скважины на южном куполе структуры должна составлять 4400 м, а на северном - 4500 м. При этом скважина на южном куполе позволит попутно получить информацию о строении, петрофизических свойствах и нефтегазоносности южных частей залежей в отложениях неокомского возраста, что даст возможность уточнить их запасы и оптимизировать положение эксплуатационных скважин на неоком. На Обском месторождении с небольшой га-зовой залежью в пласте ПК1 сеноманских отло-жений, которая была открыта скв. 1, вскрывшей отложения барремского яруса, также не исклю-чаются газоконденсатные и, возможно, нефтяные залежи в нижней части танопчинской свиты барремского яруса, в ахской свите неокома, а также в отложениях юрского комплекса (рис. 8, см. рис. 6, 7). В отложениях юрского комплекса Обская структура имеет более крупные размеры и амплитуду, в отличие от сено-манской, что с учетом наличия промышлен-но значимых залежей УВ в отложениях нижнего мела и юры на ближайших Парусовом, Северо-Парусовом и других месторождениях Тазовского, Ямальского и Гыданского п-овов делает ее привлекательной с точки зрения продолжения поисковых работ на прогнозируемые залежи УВ в отложениях нижнемелового и юрского возраста. Наличие взаимоувязанных профильных разрезов через месторождения Обской и Тазовской губ и сравнение их с месторождениями прилегающих районов суши, на которых открыты многочисленные залежи УВ не только в нижнемеловых, но также в средне-и нижнеюрских отложениях, позволяет убедиться, что новые залежи УВ в нижнемеловом и юрском нефтегазоносных комплексах возможны практически на всех выявленных здесь место-рождениях. Уточнение структурного плана от-ложений юрского комплекса с использованием материалов 2D- и 3D-сейсморазведки

74 ROGTEC

explored by drilling. Calculations show it that, in case of 100% filled HC traprocks, the Neokomian complex of deposits may contain 76,93MM tons of reference fuel, including 35,20bcm of gas, 3,07MM tons of condensate and 38,66MMt of oil (see Table 2). It is predicted that 65,43MMt of reference fuel of recoverable reserves, including 46,55bcm of gas, 4,21MMt of condensate and 14,67MMt of oil can be contained in the deposits of Jurassic complex in the two mapped domes. Gas reserves contained in the southern dome may make up 14,98bcm of gas, 1,37MMt of condensate, 4,72 MMt of oil, and 21,06MMt of reference fuel. For the northern dome, the values of recoverable reserves of gas, condensate and oil, may amount to 31,57bcm, 2,86 и 9,95 млн т могут составить соот¬ветственно 31,57 млрд м3, 2,86 and 9,95MMt, correspondingly, in the total amount of 44,37MMt of reference fuel. As a whole, one predicts the HC reserves in the Neokomian and Jurassic oil-and-gas bearing complexes in amount of ca. 142,36MMt of reference fuel, which can present a commercial interest in the area with the existing and newly created gas-and-oil fields. Judging by the HauterivianValanzhinian deposits the spacing factor for traprocks in the zones of interest could be accepted equal to 0,81, similar to the occurrence of formation ТП26 of the Severo-Kamennomysskoye field. Further supplementary exploration of the field can be related to verification of predicted oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic complex of deposits in the southern dome, and in case of confirmed commercial oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic complex of deposits at the southern dome, drilling of prospect-evaluation well is possible at the northern dome. The depth of the prospect-evaluation well at the southern dome of the structure should be 4400m, and that one at the northern dome – 4500 m. At that, the well at thee southern dome would make it possible to obtain data about the structure, petrophysical properties and oil-and-gas bearing capacity of the southern parts of the occurences in the depoits of the Neokomian period, which would make it possible to update the knowledge of their reserves and optimize the position of development wells at the Neokomian deposits. At the Obskoye field, with a small occurrence of gas in formation ПК1 of Cenomanian deposits, where the deposits of Barremian stage were discovered by well 1, one should not exclude the gas-condensate, and possibly, oil occurrences in the lower part of the Tanopchinskaya Suite of the Barremian stage, in the Ahskaya Suite of the Neokomian stage, as well as in the deposits of the Jurassic complex (Fig.8, see Fig.6,7). The Obskays structure, in the deposits of Jurassic complex, has more solid dimensions and magnitude, in difference from the Cenomanian one, which, taking into account the availability of commercially significant deposits of hydrocarbons in the deposits of the Lower Cretaceous and Jurassic period at the www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT Обское Obskoe

ЮЗ

-1500

1001

Parusovoye

Северо-Парусовое

СВ

Sev.Parusovoye

VI0

Q P3 P22-3 1 P2 P1

-500

-1000

Парусовое

0 VI

Березовская свита Кузнецовская свита

К2k-st-km

К2t

ПК1

ГВК -1056,8

Г(К2s)

ПК1

-1000

ГВК -954 м

ГВК -968 м

К2s ХМ

-15001

Марресалинская свита НП1-8 Яронгская свита

К1al К1a

-2000

2230

Танопчинская -2500 свита

500

M/(К1а)

ТП2-3 ГВК -1820,5 м

ТП5

ТП5 ТП10

ГВК -1780 м

К1br

M(К1br) -2000

TП20

B0(К1nc) -2500

БУ3

2862

-3000

Ахская свита

К1nc

-3000

Б(J3) -3500

-3500 ита

ая св

овск Бажен

Абалакская -4000 свита Малышевская свита Леонтьевская свита Вымская свита -4500 Лайдинская свита

Надояхинская свита

Ю2-1 -4000

J2 -4500

Т4(J1)

-5000

P2?-T

15 км

Рис. 8. Геологические разрезы по линии месторождений Обское - Парусовое - Северо - Парусовое Fig 8. Geologic cross-sections of the contours of the fields of Obskoye - Parusovoye - Severo - Parusovoye

в совокуп-ности с данными бурения позволяет наметить увеличение размеров и продолжение восточной части Хамбатейской структуры в акваторию Обской губы. В связи с этим на Хамбатейском месторождении прогнозируются неоткрытые еще залежи УВ как в нижней части неокома, так и в известных пластах-коллекторах средней и нижней юры (см. рис. 6, 7). Здесь целесообразно выполнить детальные сейсморазведоч-ные работы с целью уточнения размеров и морфологии неокомских и www.rogtecmagazine.com

nearest fields of Parusovoye, Severo-Parusovoye and other fields of the Tazovsky, Yamalsky and Gydansky peninsulas, makes it more attractive in terms of continued prospecting works, targeting the predicted occurences of hydrocarbons in the deposits of Lower Cretaceous and Jurassic periods. The availability of mutually agreed longitudinal sections across the fields of the Ob Bay and Taz Bay and their comparison with the fields of adjacent dry land, where

ROGTEC 75

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ юрских ловушек, ожидаемого фазового состава и ресурсов прогнозируемых залежей УВ с последующим определением целесообразности буровых работ. Таким образом, анализ структурно-текто-нических условий нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений и распределения в осадочном чехле известных промышлен-но газонефтенасыщенных и прогнозируемых пластов на открытых газовых месторождениях Каменномысском, Семаковском и Обском и газоконденсатных СевероКаменномысском и Чугорьяхинском с учетом тектонического строения и нефтегазоносности Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской синеклиз позволяет сделать вывод о высоких перспективах открытия здесь новых залежей УВ. Предпосылками такого прогно-за являются: благоприятные структурно-тектонические условия (установленная сед-ловинообразная и названная Каменномысско-Чугорьяхинской зона сочленения крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых прогибов - Сояхинского на севере, Парусового на юге); наличие в разрезе осадочного чехла природных резервуаров регионального, зонального и локального распространения, совмещенных с мощными очагами генерации УВ, а также вероятная водородная дегазация недр, способствующая гидрированию органического вещества и синтезу УВ. Высокая перспективность нефтегазонос-ности юрско-нижнемеловых отложений определена также с учетом установленных особенностей строения открытых месторождений и выявленных структур на севере Западной Сибири, а именно увеличения с глубиной их размеров и амплитуд, а также возможного смещения сводов относительно разведанных залежей УВ в сеноманских и аптальбских отложениях. Учет этих особенностей строения позволяет оптимально распределить объемы 3D-сейсморазведочных работ и разместить поисковые и разведочные скважины при разбуривании нижнемеловых и юрских ловушек как на открытых месторождениях, так и на новых участках, например на морском продолжении структуры Хамбатейской. Новые крупные залежи УВ в юрско-нижнемеловых отложениях могут быть открыты на месторождениях Каменномысское-море, Северо-Каменномысском, Чугорьяхинском и Семаковском. Более крупные залежи по сравнению с открытой сеноманской газовой прогнозируются в отложениях юрского возраста на Обском месторождении. При этом необходимо учитывать весьма сложное строение

76 ROGTEC

multiple occurrences of hydrocarbons were discovered not only in the Low Cretaceous but in the Mid- and Lower Jurassic deposits, makes it possible to verify that new occurrences of HC in the Lower Cretaceous and Jurassic oil-and-gas bearing complexes are probable at practically all the fields discovered in this area. Changes made to the structure plan of deposits of the Jurassic complex, with the use of 2D and 3D materials of seismic survey, combined with drilling data, make it possible to project the increment in dimentions and extension of the eastern part of the Khambateyskaya structure towards the offshore area of the Ob Bay. Due to this, one predicts undiscovered HC occurrences both at the lower part of the Neokomian, and in the known reservoirs of the Midand Lower Jurassic stage (see Fig.6,7) Here it is expidient to carry out detailed seismic survey activities with the purpose to specify the dimensions and morphology of the Neokomian and Jurassic traprocks, expected fluid content and resources of predicted HC occurences, with further decisions regarding the advisability of drilling works. Therefore, the analysis of structural and tectonic conditions of the oil-and-gas bearing capacities of the JurassicLower Cretaceous deposits and the spread of the known commercially gas-and-oil saturated formations in the sedimentary cover, and predicted formations at discovered gas fields of Kamennomysskoye, Semakovskoye and Obskoye, and gas-condensate fields of SeveroKamennomysskoye and Tchugoryakhinskoye, with account of tectonic structure and oil-and-gas bearing capacity of Karsko-Yamalo-Gydanskaya and Nadym-Pur-Tazovskaya syneclises, makes it possible to draw a conclusion about the high probability of discovering new occurences of HC deposits. Prerequisites for such prediction are: favorable structural and tectonic conditions (determined anticline-type zone, named Kamennomyssko-Tchugoryakhinskaya zone, of conjunction of solid Nurminsky and Nizhne-Messoyakhsky megaswells, surrounded by parts of rift-valley downfoldsSoyakhinskoye in the North, and Parusovoye – in the South); presence, in the cross-section of the sedimentary cover, of natural reservoirs of regional, zonal and local spread, combined with powerful cauldrons of HC generation, As well as probable hydrogene degasation of subsoil, which contributes to hydrogenation of organic matter and synthesis of HC. The high prospectivity of oil-and-gas bearing capacity of the Jurassic and Lower-Cretaceous deposits has been also determined in the context of identified specific structure features of the discovered fields and their discovered structures, and namely, their dimensions and magnitude increasing with the depth, as well as probable offset of domes relative to explored HC deposits in the Cenomanian and Apt-Albian accumulations. The account of these peculiarities of the structure makes it possible to spread the scopes of 3D seismic survey works and www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT залежей в юрском комплексе [7], которые могут характеризоваться наличием литологических, стратиграфических, тектонических экранов и быть приуроченными к отдельным элементам структур крыльям, периклиналям, а также межструктурным ложбинам, структурным носам и террасам.

Список литературы

1. Астафьев Д.А. Структурно-геодинамические особенности строения и размещения зон нефтегазонакопления на cевере Западной Сибири / Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А. М. Радчикова // Тез. докл. VII Международн. конференции «Новые идеи в науках о Земле». -М.: МГРИ-МГГРУ, 2005. - С. 168. 2. Астафьев Д.А. Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири / Д. А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А.М. Радчикова // Геология нефти и газа. - 2008. - № 4. - С. 2-9. 3. Харахинов В. В. Мессояхский порог -уникальный нефтегазогеологический объект на севере Сибири / В.В. Харахинов, Н.М. Кулишкин, С.И. Шленкин // Геология нефти и газа. - 2013. - № 5. - С. 34-48. 4. Ермаков В.И. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири / В.И. Ермаков, В. А. Скоробогатов // Сб. науч. трудов ИГИРГИ. - М., 1982. - С. 18-29. 5. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала / В. А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра, 2003. - 352 с. 6. Плотников А.А. Юрский комплекс - новое перспективное направление поиска нефтяных подгазовых залежей в арктических районах Западной Сибири / А. А. Плотников, В. Е. Киченко // Матер. Международн. науч.-практ. конференции «Нефть и газ Арктики» / под ред. В.П. Гаврилова. - М.: Интерконтакт Наука, 2007. - С. 117-125. 7. Астафьев Д.А. Юрский продуктивный комплекс - важнейший объект поисков и разведки скоплений углеводородов в Надым-Пур-Тазовском регионе до 2030 года / Д.А. Астафьев, Г.Р. Пятницкая, А.М. Радчикова и др. // Матер. I Международн. науч.-практ. конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2007). - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2007. - С. 79-80. Статья впервые опубликована в научно-техническом сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 3. Материал любезно предоставлен компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ». The original article was first published in the «Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 3, 2018. Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC. www.rogtecmagazine.com

allot the prospecting and exploration wells when drilling the Lower Cretaceous and Jurassic traprocks both at discovered fields and at new sites, for example, at an extension of the Khambateyskaya structure. New solid occurrences of hydrocarbons in the Jurassic-Lower Cretaceous deposits may be discovered at the fields of Kamennomysskoye Sea, Severo-Kamennomysskoye, Tchugoryakhinskoye and Semakovskoye. More solid occurrences, compared to discovered Cenomanian gas occurrence, are predicted in the deposits of the Jurassic period at the Obskoye field. At that, it is necessary to take into account rather complicated structure of deposits of the Jurassic complex [7], which may be featured with lithologic, stratigraphic, tectonic screens and can be associated with separate members of structures – the wings, periclines, as well as inter-structural shallows, structural noses and terraces.

References

1. ASTAFYEV, D.A., V.F. SKOROBOGATOV, A.M. RADCHIKOVA. Structural-geodynamical features of constitution and location of oil-gas-accumulation zones at north of Western Siberia [Strukturnogeodinamicheskiye osobennosti stroyeniya i razmeshcheniya zon neftegazonakopleniya na severe Zapadnoy Sibiri]. Proc. of the VII International sci.-practical conference “New ideas in Earth sciences”. Moscow: Russian State Geological Prospecting University n.a. Sergo Ordzhonikidzе, 2005, pp. 168. (Russ.). 2. ASTAFYEV, D.A., V.F. SKOROBOGATOV, A.M. RADCHIKOVA. A graben-rift system and location of oil-gas-accumulation zones at north of Western Siberia [Graben-riftovaya sistema i razmeshcheniya zon neftegazonakopleniya na severe Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 2008, no. 4, pp. 2–9. ISSN 0016-7894.(Russ.). 3. KHARAKHINOV, V.V., N.M. KULISHKIN, S.I. SHLENKIN. Mesoyakha rise as a unique oil-gas-geological object at the north of Siberia [Messoyakhskiy porog – unikalnyy neftegazogeologicheskiy obyekt na severe Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, no. 5, pp. 34–48. ISSN 00167894. (Russ.). 4. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. On proportions of gas and oil in the Jurassic and Cretaceous sediments at the north of Western Siberia [O sootnoshenii gaza i nefti v yurskikh i melovykh otlozheniyakh na severe Zapadnoy Sibiri]. In: Collected papers of IGiRGI. Moscow: Institute for Geology and Mining of Fossil Fuels, 1982, pp. 18–29. (Russ.). 5. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological structure and oil-gas-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye stroyeniye i neftegazonosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2003. (Russ.). 6. PLOTNIKOV, A.A., V.Ye. KICHENKO. Jurassic series as a new promising course in search of oil deposits under gas cap in Arctic regions of Western Siberia [Jurskiy kompleks – novoye perspektivnoye napravleniye poiska neftyanykh podgazovykh zalezhey v arkticheskikh rayonakh Zapadnoy Sibiri]. Proc. of the 1st Int. conf. “Arctic Region Oil & Gas (AGOR 2007). Moscow: Interkontakt Nauka, 2007, pp. 117–125. (Russ.). 7. ASTAFYEV, D.A., G.R. PYATNITSKAYA, A.M. RADCHIKOVA et al. Jurassic productive series as the most important object for search and prospecting of hydrocarbon agglomerations in Nadym-Pur-Taz region till 2030 [Yurskiy produktivnyy kompleks – vazhneyshiy obyekt poiskov i razvedki skopleniy uglevodorodov v Nadym-Pur_Tazovskom regione do 2030 goda]. International Conference «World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies» (WGRR-2007): abstract of papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2007, pp. 79–80. (Russ.).

ROGTEC 77

KDR 2018

В Астане состоялся Форум 4-й KDR Скважинный Инжиниринг (KDR-2018) Astana Hosted the 4th KDR Well Engineering Forum (KDR 2018)

KDR – это крупнейшее ежегодное событие в области бурения и добычи в Казахстане, в котором участвует более 200 отраслевых экспертов из более чем 110 компаний. В течение дня проводятся всесторонние обсуждения, участники делятся опытом и знаниями, устанавливают полезные связи в неформальной обстановке.

The KDR, the highest level yearly gathering for the Kazakh drilling and production sector, brought together over 200 industry experts, from over 110 companies for one day of in-depth discussions, knowledge sharing, best practices and networking.

етвертый форум «KDR – Скважинный инжиниринг», www.kazdr.kz, состоялся 13 сентября в Астане во Дворце Независимости.

Как и во время предыдущих мероприятий на данном форуме обсуждались возможности повышения эффективности на стадии проектирования скважин

78 ROGTEC

eptember 13th, saw the 4th edition of the KDR Well Engineering Forum, www.kazdr.kz, take place at the Palace of Independence in Astana.

As with previous events, the KDR focussed on increasing efficiency during the well engineering cycle in Kazakhstan and the event was split into 3 different discussion Halls. Hall 1 focused on “Drilling”, Hall 2 “Drilling Equipment” and Hall 3 on “Production Optimization and Stimulation”. www.rogtecmagazine.com

KDR 2018 в Казахстане. Работа велась в трех тематических залах: в Зале 1 рассматривались вопросы, связанные с бурением, в Зале 2 – с буровым оборудованием, а в Зале 3 – с оптимизацией добычи и повышением нефтеотдачи пластов. В каждом зале в рамках круглого стола во главе с модератором сессий осуждались рыночные тенденции, новые технологии и услуги, проводились презентации, в ходе которых рассматривались конкретные примеры и отмечались наиболее эффективные современные методы нефтесервисных работ. Простые участники, которым организаторы предоставили возможность полноценной работы на форуме KDR, также смогли пообщаться с участниками круглого стола – жаркие дискуссии и активные дебаты длились в течение всего мероприятия. Благодаря перерывам на кофе-брейки и обед, после которого проводилась развлекательная программа, участники форума смогли не только узнать последние региональные новости, но и наладить новые связи в неформальной обстановке. Генеральным партнером мероприятия стал Платиновый спонсор форума, АО НК «КазМунайГаз». Еще одним Платиновым спонсором стала компания KazPetroDrilling, Золотыми спонсорами – MTU, Halliburton и Hardbanding Solutions. Компании ТМК, Baker Hughes a GE Company, Caterpillar, Grant Prideco и TGT выступили в роли Серебряных спонсоров, а компания Drilling Systems стала Бронзовым спонсором. В число ассоциированных спонсоров мероприятия вошли компании Borusan Makina, Downhole Products, Modu Resources и Интера. Официальное издание KDR осуществляет журнал ROGTEC.

TMG Worldwide – ведущий организатор мероприятий для добывающего сектора нефтегазовой отрасли в странах СНГ Форум KDR является уникальным событием, организуемым компанией TMG Worldwide в непосредственном партнерстве с АО НК «КазМунайГаз» и Научно-исследовательским институтом технологий добычи и бурения «КазМунайГаз». www.rogtecmagazine.com

Within each hall, an expert roundtable panel hosted by an expert session moderator –discussed market developments, new technologies and services mixed with case-study style presentations highlighting recent best practices. With full participation encouraged by the organizers, the KDR also gave standard delegates the opportunity to interact with the roundtable panel – promoting excellent discussion and debate throughout the event. With the day split by “Networking Coffee Breaks” a “Networking Lunch” followed by post-show entertainment – KDR not only provided participants with up-to date regional insight - it also allowed for excellent networking opportunities. The General Event Partners and Platinum Sponsors of the KDR were KazMunayGas and SRI PDT, with KazPetroDrilling as the Platinum Sponsor. The event gold sponsors were MTU, Halliburton and Hardbanding Solutions. TMK, Baker Hughes a GE Company, Caterpillar, Grant Prideco and TGT were the Silver Sponsors, and Drilling Systems was the Bronze Sponsor of the event. Associate Sponsors of the event included Borusan Makina, Downhole Products, Modu Resources and Intera. ROGTEC magazine was the KDR’s official publication.

TMG Worldwide – The Leading Event Organiser for Upstream Oil and Gas in the CIS The KDR is a unique forum, in that it is organised by TMG Worldwide in direct partnership with the National Company KazMunayGas, and the SRI PDT, the Scientific Research Institute for Production and Drilling Technology at KMG. Through this partnership, and as part of the official “KPI” strategy for the SRI PDT - KDR is the most well attended event of its type in Kazakhstan and follows the RDCR, www.rdcr.ru, Well Engineering Forum, now in its 7th year and also organized by TMG Worldwide and the largest event of its kind in Russia. With both forums established with very strong foundations, the organisers have identified the clear synergy between both platforms and from 2019,

ROGTEC 79

KDR 2018 Благодаря такому сотрудничеству и являясь частью официальной КДП-стратегии Научноисследовательского института технологий добычи и бурения, форум KDR – это самое популярное мероприятие подобного формата в Казахстане. Оно продолжает форум по проектированию скважин в рамках Россиского форума RDCR, www.rdcr.ru, крупнейшего мероприятия подобного формата в России, которое состоялось уже в седьмой раз и также было организовано компанией TMG Worldwide. Основа обоих форумов очень прочная, и организаторы установили четкую взаимосвязь между данными мероприятиями, которую делегаты однозначно почувствуют уже в 2019 г.: в Российском форуме RDCR примут участие высокопоставленные делегаты из Казахстана и наоборот.

delegates will see clear integration with high level delegations attending the RDCR from Kazakhstan as well as vice versa.

Drilling and Production in Kazakhstan – A Market with Great Potential In terms of the overall market in Kazakhstan, we have seen oil production reach a record 86.2 million tonnes in 2017, which is an all-time high and exceeds 2016 levels by 10.5%.

Бурение и добыча в Казахстане – рынок с огромным потенциалом Рассматривая весь рынок в Казахстане, мы наблюдаем повышение уровня добычи нефти до 86,2 млн т в 2017 г., что стало историческим рекордом и превысило уровень 2016 г. на 10,5 %. Как отметил Пол Сид, Директор компанииорганизатора TMG Worldwide, в своей вступительной речи, в основном данный показатель получен за счет месторождений, операторами которых выступают крупнейшие совместные предприятия: ТШО, КПО и НКОК. Они являются основным звеном для будущего развития Казахстана, при этом большая часть добычи по-прежнему осуществляется остальными отраслевыми компаниями. Пол также рассказал о необходимости обеспечить устойчивое развитие в области нефтедобычи силами остальных отраслевых

Пол Сид, Директор, TMG Worldwide Paul Seed, Director, TMG Worldwide

As was noted by Paul Seed, Director of the Spain based organizing company TMG Worldwide, in his opening speech however, most of this production growth has come the fields operated by the major joint ventures – TCO, KPO and NCOC. These JVs are of course key to the future growth of Kazakhstan, however most of the production still comes from the wider industry. Paul went on to talk about the need for sustainable development of oil production in the rest of the Industry as a whole and that to achieve this the industry must increase the overall efficiency of well construction, backed up by the application of the latest technology in drilling, workover, and completion of wells, as well as further efforts in optimizing production.

JSC NC KazMunayGas – A Company Looking to the Future

Нургалиев Куанышбай Жаумитбаевич, Директор по добыче нефти и газа, АО «НК «КазМунайГаз» Kuanyshbay Nurgaliyev, Managing Director of Oil & Gas Production, JSC «NC «KazMunayGas»

80 ROGTEC

With the recent merger between JSC NC KazMunayGas and KMG EP, the London listed major subsidiary of the national company, much has changed in the organisation, not least the management structure. The long awaited IPO is being prepared for, with an initial date of 2020. The KDR is a shop window for the national company to lay out it plans for the future and the new Managing Director of Oil and Gas Production at JSC NC KazMunayGas www.rogtecmagazine.com

KDR 2018

Международная конференция SAP для предприятий нефтегазового комплекса 2–4 апреля 2019 г., Милан, Италия

Приглашаем принять участие в крупнейшем форуме SAP для нефтегазовой отрасли.

Это – ваш шанс стать ближе к избранному кругу предприятий интеллектуальной энергетики. Вы узнаете, как улучшить качество обслуживания клиентов, привлечь и удержать лучших специалистов, повысить эффективность своей работы и превзойти конкурентов на рынке

За более подробной информацией, а также по вопросам регистрации участников* – обращайтесь на сайт www.tacevents. com/sapoilgas или свяжитесь с Керри Ленихэн (Kerry Lenihan): +44(0)121 200 3810 | info@tacook.com *Подайте заявку на участие до 8-го февраля и получите скидку ROGTEC 81 раннюю регистрацию!

www.rogtecmagazine.com за

KDR 2018

компаний в целом, отметив, что для этого требуется повысить общую эффективность при строительстве скважин за счет применения новейших технологий для бурения, ремонта и закачивания скважин, а также продолжить работу над оптимизацией производства.

АО НК «КазМунайГаз» – компания, которая смотрит в будущее В связи с недавним слиянием АО НК «КазМунайГаз» и АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз», которую в Лондоне назвали самой крупной дочерней организацией национальной компании, произошли существенные изменения как в самой организации, так и в ее структуре управления. В настоящее время проходит подготовка к долгожданному первому IPO, которое начнется в 2020 г.

(KMG), Kuanyshbay Nurgaliyev made the KDR`s keynote opening speech. He emphasized the rapid technological, economic and social changes which are taking place within KMG, and that these are dictating an urgent need to change working practices with the national company and other regional operators. Specifically, he highlighted digitalisation and the implementation of “smart” oilfields – topics which were to be touched on during the course of the day and that will be key focus areas for the 5th KDR in 2019.

Национальная компания использует форум KDR как «витрину», чтобы рассказать о своих планах на будущее. Куанышбай Нургалиев, новый Управляющий директор по добыче нефти и газа АО НК «КазМунайГаз», представил основной открывающий доклад на форуме KDR. Особое внимание он обратил на резкие технологические, экономические и социальные изменения, которые происходят в КМГ, и подчеркнул, что данные изменения обуславливают острую необходимость изменить методы работы национальной компании и прочих региональных операторов. В частности, Куанышбай Нургалиев указал на распространение цифровых технологий и запуск «интеллектуальных» нефтяных месторождений. Эти вопросы еще неоднократно затрагивались в течение дня и станут темой 5-го KDR в 2019 г.

Научно-исследовательский институт технологий добычи и бурения «КазМунайГаз» Так как форум KDR является частью официальной КПД-стратегии института, одним из ярких моментов

82 ROGTEC

Роб Тинкхоф, Заместитель генерального директора, НИИ ТДБ КМГ Rob Tinkhof, Deputy General Director, SRI PDT KMG»

SRI PDT – The KMG Scientific Research Institute for Production and Drilling Technology As the KDR is part of the official “KPI” Strategy at the SRI PDT, one of the highlights of the forum was the key note given by Rob Tinkhof, Deputy General Director at the SRI PDT KMG. Rob first highlighted the importance of the KDR as a platform for communication and open discussion, and then addressed the different challenges facing the industry despite the current price per barrel. He talked about the importance of “working smart” and remembering to “go back to the basics of well engineering“ and emphasized the importance of investing www.rogtecmagazine.com

KDR 2018 форума стало вступительное слово Роба Тинкхофа, Заместителя генерального директора НИИ ТДБ КМГ. Вначале Роб отметил значение форума KDR как информационной платформы и площадки для открытых обсуждений, а затем рассказал о различных сложностях, которые стоят перед отраслью, несмотря на текущую стоимость барреля. По его мнению, важно применять «интеллектуальный» подход при выполнении работ, не забывая при этом основы проектирования скважин. Роб указал, насколько важно инвестировать в человека, ставить общие цели и организовывать эффективное взаимодействие. Подняв вопрос о новейших технологиях, Роб посоветовал отраслевым предприятиям помнить о целевых технологиях и сосредоточиться на них.

KazPetro Drilling – крупнейшая буровая компания в Казахстане и ключевой партнер форума KDR Выступая в роли Платинового спонсора мероприятия, компания KazPetro Drilling стала неотъемлемой частью всего проекта по организации круглых столов по бурению в Казахстане. Площадка KDR – это единственное место, где буровые компании и операторы могут принять участие в открытых и честных беседах, рассматривая такие вопросы как контракты, предполагающих поденную оплату подрядчикам, в сравнении с контрактами «под ключ», взаимоотношения между нефтяными компаниями и их подрядчиками. Асхат Дуйсалиев, Президент компании KPD подчеркнул в своем выступлении насколько важны и полезны долгосрочные деловые отношения для отрасли в целом.

KazService — важный партнер и ведущая профессиональная организация Представляя союз нефтегазовых сервисных компаний в Казахстане, KazService играет важную роль в продвижении местных ресурсов и компаний. Нурлан Жумагулов, Генеральный директор организации,

www.rogtecmagazine.com

in people, setting common objectives and building effective communication. Bringing up the topic of new technology, Rob encouraged the industry to be mindful and focus on “fit-for-purpose technology”.

Дуйсалиев Асхат Мубинович, Президент, KazPetro Drilling Askhat Duysaliyev, President, KazPetro Drilling

KazPetro Drilling – The Largest Drilling Company in Kazakhstan and a Key Partner to the KDR As the Platinum Event Sponsor, KazPetro Drilling are an integral part to the overall KDR Project. As a platform, the KDR is only place where drilling companies and operators can partake in open and frank discussions, looking at issues such as day rate v turnkey drilling contacts and the overall relationship between oil companies and their contractors. Askhat Duysaliyev, President of KPD, noted this during his speech and looked at the importance of building long term business relationships for the future benefit of the industry as a whole.

KazService – An important Partner and Key Industry Association As the association for Oil and Gas Service Companies in Kazakhstan, KazService plays an important role in promoting local content and local Kazakh companies.

ROGTEC 83

KDR 2018 является влиятельной фигурой в нефтегазовом секторе в Казахстане и помогает с расчетом основных показателей и подготовкой статистических данных. В ходе форума KDR Нурлан рассказал о результатах, полученных на рынке бурения в Казахстане в 2017 г., и не только отчитался по основным показателям за последний год, но и объяснил, что изменилось в Кодексе РК о недрах и недропользовании.

Жумагулов Нурлан Атымбекович, Генеральный директор, Союз нефтесервисных компаний Казахстана Nurlan Zhumagulov, General Director, Association of Oil Service Companies of Kazakhstan

Форум 5-й KDR - Скважинный инжиниринг, KDR-2019, состоится 12 Сентября 2019 г. в Астане Согласно оптимистичному прогнозу данный форум станет самым масштабным из всех ранее проводимых и привлечет к участию наибольшее количество делегатов. Мы согласовали некоторые изменения в формате подготовки мероприятия с консультативным комитетом, помимо прочего дополнив форум рабочими группами по технологиям, и с нетерпением ожидаем, когда участники смогут обсудить технологии, поделиться опытом и определить ориентиры на будущее. Чтобы получить дополнительную информацию по предстоящему мероприятию, пожалуйста, перейдите на сайт www.kazdr.kz или напишите по адресу paul.seed@rogtecmagazine.com

84 ROGTEC

Nurlan Zhumagulov, General Director of the organisation, is an influential figure in the oil and gas sector in Kazakhstan and helps compile key figures and statistics. Nurlan shared the Kazakh drilling market results for 2017 at KDR and not only reported the key indicators of the drilling market over the past year, but also explained the innovations in the Code on Subsoil Use in Kazakhstan

5th KDR Well Engineering Forum, 12th September 2019, Astana The organisers have already announced the 5th KDR, which will be returning to the Palace of Independence on September 12th, 2019. With a positive outlook for the future, the organisers are expecting the 5th instalment to be the largest and best attended to date. With changes to format agreed with the advisory board, including the additions of technology working groups, we are looking forward to welcoming the industry to discuss technology, share knowledge and benchmark for the future! For further information, please visit www.kazdr.kz or contact paul.seed@rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

KDR 2018

Платиновые Спонсоры / Platinum Sponsors:

Спонсоры Sponsors 2018

Золотые Спонсоры / Gold Sponsors

Серебряные Спонсоры / Silver Sponsors

Бронзовые спонсоры Bronze Sponsors

Партнеры Event Partners

Официальный журнал / Official Publication

Ассоциированные спонсоры Associate Sponsors

Информационная поддержка / Media Partners

W O R L D W I D E

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

А. И. Власов, А. Ф. Можчиль Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

A. I. Vlasov, A. F. Mozhchil Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Газпромнефть НТЦ: от цифрового к интеллектуальному месторождению Gazpromneft NTC: From Digital to Intelligent Fields ВВЕДЕНИЕ

Растущие затраты на освоение новых нефтегазовых месторождений в условиях колебания спроса на углеводороды заставляет недропользователя разрабатывать и внедрять новые эффективные технологии, снижающие себестоимость добычи. Удаленность новых месторождений от существующей инфраструктуры, ввод в эксплуатацию новых объектов разработки, их подключение к существующей системе обустройства месторождений, а также суровые климатические условия осложняют управление нефтегазовыми активами. Необходимо принятие оптимальных технологических решений,

86 ROGTEC

INTRODUCTION

Rising costs associated with the development of new oil and gas fields in the face of fluctuating demand for hydrocarbons are forcing subsoil users to develop and implement new efficient technologies that reduce the cost of production. The remoteness of new fields from the existing infrastructure, the commissioning of new production targets and their connection to the existing field facilities system, as well as the harsh climatic conditions at play make the management of oil and gas assets more and more complicated. This requires optimal technological decisions aimed at eliminating risks that influence the effectiveness of management www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD направленных на устранение рисков, влияющих на эффективность управленческих решений. Вычислительные информационные технологии в нефтегазодобывающей отрасли развивались с начала 1980 г. [1]. К концу 2000 г. они превратились в комплекс отдельных программ по моделированию пласта, трубопроводной сети, пунктов подготовки нефти и газа, расчета финансово-экономической модели актива. Эволюция промысловых цифровых технологий происходила от простого к сложному: от измерений, учета, анализа и агрегирования промысловых данных до аналитических систем, решающих задачи в масштабе месторождений, объединенных единой сетью сбора. С начала XX века и по настоящее время главным фактором обеспечения прорыва с точки зрения поиска оптимальных решений в области разработки и эксплуатации месторождений становится ускорение обработки данных и устойчивое обоснование решенийпутем применения интеллектуальных технологий [2]. Такие компьютерные информационные системы позволяют обеспечить автоматизацию сбора, фильтрации, хранения и обработки данных, описать физические процессы, прогнозировать добычу углеводородов и визуализировать ключевые параметры для управленческих решений. Основными задачами при создании таких систем являются контроль большого массива нефтепромысловой информации, качественная ее обработка и отображение в доступной для восприятия форме. В период с 2003г.ведущие нефтегазовые компании и их научно-исследовательские центры начали разрабатывать широкий спектр новых методов информационного управления месторождениями [3]. Технология нового поколения, основанная на внедрении комплекса аппаратных, технических и программных средств в производственные процессы нефтегазодобывающих предприятий, получила различные названия и конфигурацию элементов, входящих в ее систему (табл. 1). Каждая компания дает собственное определение технологии исходя из понимания необходимых в данный момент методов решения производственных задач. В литературных источниках приводится множество определений, в их числе: • интеллектуальное месторождение – это динамическая система взаимосвязанных технологий и бизнес процессов, обеспечивающих повышение экономической эффективности всех элементов производства и управления нефтегазовым активом [4, 5]; www.rogtecmagazine.com

decisions. Computer-based information technologies supporting the oil and gas industry have been on the rise since the beginning of 1980 [1]. By the end of 2000, they had evolved into an array of individual software tools used for modeling reservoirs, piping networks, and oil and gas treatment facilities, as well as for financial and economic modeling of assets. The evolution of digital field technologies proceeded from simple to complex: from measurements, recording, analysis, and aggregation of field data to analytical systems that solve problems across the entire field, being linked together by a unified data gathering network. From the early 20th century to the present time, the two factors that have gained principal importance for ensuring breakthrough advances in finding optimal field development and operation solutions are the acceleration of data processing and the evaluation of sustainable feasibility of solutions through intelligent technologies [2]. Such computer information systems make it possible to automate the collection, filtering, storage, and processing of data, to describe the physical processes at work, to Компания Company

Технология Technology

Shell

Умное месторождение Smart Field

Chevron

Интеллектуальное месторождение i – field

Месторождение будущего Field of the future

Petoro

Умные операции Smart Operations

Statoil Hydro

Интегрированные операции – Integrated Operations

Halliburton

Управление в режиме реального времени – Real Time Operations

Schlumberger

Умные скважины Smart Wells

Правильный дрифт или правильное направление – eDrift

DOFF (CERA.)

Цифровое нефтяное месторождение будущего – Digital oil field of the future

Cap Gemini

Оптимизация интеллектуального месторождения и удаленное управление Intelligent Field Optimisation and Remote Management/INFORM

IAQM, ADCO

Интегрированная модель управления активами Integrated Asset Operation Model

Газпром нефть Gazprom Neft

Цифровое месторождение Digital Field

ЛУКОЙЛ LUKOIL

Интеллектуальное месторождение Intelligent Field

Таблица 1. - Table 1.

ROGTEC 87

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ • цифровое месторождение – это программное обеспечение, включающее набор приложений, которые позволяют описывать поведение месторождения на компьютере [6]; • интеллектуальное месторождение – это формирование дополнительной ценности нефтегазового актива путем создания цикла сбора данных, моделирования, принятия решений и их исполнения [7]; • интеллектуальное месторождение – это система оперативного управления нефтегазовым промыслом, включающая набор бизнес-процессов, направленных на оптимизацию добычи и сокращение финансовых потерь путем своевременного выявления проблем и быстрого принятия решений многопрофильными группами на основе данных, полученных в режиме реального времени [8]. Тем не менее точного определения, отражающего суть технологии, еще не существует, так как его идеальная архитектура должна обеспечить появление искусственных интеллектуальных систем, что пока не представляется возможным. Однако современное развитие информационных технологий и высокотехнологичного оборудования создает условия для кибернетического управления отдельными элементами месторождения. В настоящее время распространение получили такие системы, как интеллектуальная скважина, интеллектуальный нефтепромысел, интегрированное моделирование и интегрированное планирование работ. Интеллектуальное месторождение должно быть оснащено программным обеспечением, отвечающим новейшим разработкам в сфере информационных технологий. Эффективность цифрового месторождения как совокупности интеллектуальных систем обусловливается тесной интеграцией в производственные бизнес-процессы интеллектуального оборудования и аналитических информационных продуктов, которые при выявлении отклонений от нормы дают рекомендации по исключению возможного риска. Качество таких решений обеспечивается совмещением оперативных данных по всем системам месторождения с интегрированной моделью актива, дополненной расчетными библиотеками, позволяющими проводить анализ технологической системы и выдавать специалистам предложения по оптимизации и потенциально возможным потерям в будущем (проактивная защита). В условиях отсутствия цифровых систем управления месторождением информация собирается и используется после возникновения события, но в этом случае проблема

88 ROGTEC

predict hydrocarbon production, and to visualize the key parameters for management decisions. The main challenges that come in the way of those designing such systems are how to control large pools of oil-field data and to ensure high-quality processing and intelligible visualization of the same. From 2003, leading oil and gas companies and their research centers got busy developing a wide range of new methods for field information management [3]. The new-gen technology based on integrating a combination of hardware and software tools into the production processes of oil and gas companies has been given various names and has had its elements configured in a variety of ways (see Table 1). Each company comes up with its own definition of this technology based on an understanding of its current needs for methods of solving production problems. The literature offers many definitions of this concept, including the following: • an intelligent field is a dynamic system of interconnected technologies and business processes that ensure an increase in the economic efficiency of all the elements of production and management of oil and gas assets [4, 5]; • a digital field is a software package that comprises a suite of applications making it possible to describe the field behavior on a computer [6]; • an intelligent field is a process of generating added value in oil and gas assets by creating a cycle of data collection, modeling, decision-making and related performance [7]; • an intelligent field is a system of oil and gas field operations management, which includes a set of business processes aimed at optimizing production and reducing financial losses by timely identification of problems and rapid decision-making by multidisciplinary teams based on data obtained in real time [8].

Nevertheless, a precise definition that would highlight the essence of this technology does not yet exist, since its ideal architecture must provide for the emergence of artificial intelligent systems, which is not yet possible. However, some modern developments in information technology and high-tech equipment create the conditions for exercising cybernetic control over individual elements of the field. One recent trend is the widespread use of systems known as the Smart Well, the Smart Oil Field, Integrated Modeling, Integrated Activity Planning, etc. The intelligent field should be equipped with software that conforms to cutting-edge developments in information technology. The effectiveness of the digital field, as a combination www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD Стратегия Strategy

Тактика Tactics

Операции Operations Решение принято с опозданием The decision was made too late

Зона покрытия цифровых информационных технологий управления месторождением Area covered by the digital information technologies used for field management

Годы Years

Месяцы Months

Недели Weeks

Дни Days

Возможности улучшены The opportunities have been missed Часы Hours

Минуты Minutes

Рис. 1. Срок жизни упреждающих действий по предотвращению появления осложнений Fig 1. Lifespans of proactive measures taken to prevent complications

уже существует, а следовательно, появляется риск осложнения в работе месторождения (рис. 1) [9].

ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Технология «цифрового месторождения» связывает воедино все этапы промышленного освоения актива. Ядром технологии является интегрированная модель месторождения (ИММ), в идеальном варианте имеющая алгоритмы получения и обработки данных удаленных систем контроля разработки месторождения. ИММ включает математические модели пласта, флюидов, скважин, наземной инфраструктуры месторождения, построенные на основе всех имеющихся данных по месторождению. ИММ позволяет интегрировать модели скважин и системы сбора с более крупными моделями пласта и объектов, а также проводить актуализацию модели в режиме реального времени. На основе ИММ можно провести автоматизацию процессов контроля/ мониторинга, прогнозирования работы каждой из составляющих систем месторождения с устранением трудоемких выполняемых вручную процессов. Целью построения ИММ является повышение эффективности не только каждой отдельно взятой системы, но и всего актива в целом с учетом взаимовлияния систем. ИММ дает возможность адекватно оценить текущее состояние работы систем, заранее увидеть возможные проблемы и предложить мероприятия по их предотвращению. ИММ неразрывно связана с понятием интегрированного проектирования, которое появилось в 60-е годы ХХ века и предназначалось главным образом для комплексной оптимизации процессов эксплуатации скважин и работы наземных установок, насосно го оборудования и других объектов при моделировании разработки нефтяных www.rogtecmagazine.com

of intelligent systems, is due to the close integration of intelligent equipment and analytical information products into production business processes, such that, whenever an abnormality is detected, those integrated solutions will provide recommendations for eliminating possible risk. The quality of such solutions is ensured by combining operational data for all the field’s systems with an integrated asset model supplemented by analytical libraries, which will enable experts to analyze a particular process system and will issue suggestions on how they can optimize it and what losses it can sustain in the future (proactive protection). In the absence of digital field management systems, information is collected and used after an event has occurred, i. e. when the problem already exists, which means that trouble-free field operations may be at risk, and complications may arise (see Fig. 1) [9].

INTEGRATED FIELD MODEL

The Digital Field technology binds together all the stages of commercial exploitation of an asset. At the core of this technology is an Integrated Field Model (IFM), ideally one possessing algorithms for receiving and processing data from remote field development control systems. An IFM will include mathematical models of the reservoir, fluids, wells, and surface facilities of the field, all constructed based on the totality of field data available. An IFM makes it possible to integrate models of the well and its gathering system with larger models of the reservoir and field facilities, as well as to update the model in real time. Based on an IFM, you can automate your surveillance/ monitoring processes and predict the operation situation for each component of the field’s systems while avoiding laborious, manually-intensive processes. An IFM is constructed with a view to increasing the effectiveness of each individual system as well as of the asset as a whole, considering the way its systems affect each other. An IFM provides an opportunity to reasonably assess the current

ROGTEC 89

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Компания Company

Месторождение Field

ПАО «НК «Роснефть» Rosneft Oil Company PJSC

СевероКомсомольское, объект ПК1 SeveroKomsomolskoye Field, PK1 layer

ПАО «НК «Роснефть» Rosneft Oil Company PJSC

Уренгойское газоконденсатное, ачимовские газовые пласты Ач3-4, Ач5 Urengoiskoye Gas and Condensate Field, Achimov gas formations: Ach3-4, Ach5

ПАО «НОВАТЭК» NOVATEK PJSC

Южно-Тамбейское газоконденсатное Yuzhno-Tambeyskoye Gas and Condensate Field

Программное обеспечение Software

Управленческие решения Management decisions

Примечание Notes

Набор макросов в среде MS Excel A set of macros in MS Excel

Бурение горизонтальных скважин с большой длиной горизонтального ствола; использование современных технологий заканчивания скважин для ограничения выноса песка. Оптимизация и снижение стоимости инфраструктуры. Совместная добыча и реализация нефти и газа Drilling horizontal wells with long horizontal sections; using modern completion technologies to limit sand production. Optimizing the infrastructure and reducing its cost. Combining production and sale of oil and gas

Оптимизация общих капитальных вложений, увеличение прибыли более чем на 20% Optimizing total capital investments, increasing profits by more than 20%

Petroleum Experts (Prosper, GAP, Resolve), HYSYS, ECLIPSE

Оптимизация графика бурения по пластам и стабилизация профиля добычи путем бурения большого числа скважин в ранний период. Выявление мест скопления газоконденсата в трубопроводах Optimizing the drilling schedule by reservoir and stabilizing the production profile by drilling a large number of wells in the early period. Identifying the locations of gas condensate pockets in the pipelines

Достигнут плановый профиль добычи. Скорректированы даты ввода компрессорной станции. Выявлены проблемные участки трубопроводов Achieved the planned production profile. Adjusted the commissioning date for the compressor station. Identified problem areas in the pipelines

Уменьшение диаметров труб сетей сбора и их общего числа за счет создания параллельных транспортных линий с возможностью переключения каналов потока для обеспечения полноты загрузки сети Reducing the diameters and the total number of pipes comprising the gathering network by creating parallel transport lines that support switching across flow channels to ensure the network is fully loaded

Уменьшение металлоёмкости системы сбора на 40% по сравнению традиционным подходом к проектированию (при сохранении пропускной способности сети). Экономия CAPEX около 260 млн. долл. США Reducing the metal consumption of the gathering system by 40% compared to the traditional design approach (while maintaining the network’s flow capacity). CAPEX savings of about US$ 260 million

INTERSECT, PIPESIM, ECLIPSE

Таблица 2. - Table 2.

месторождений [10]. Сегодня оно эффективно дополняется инструментами ИММ – программами, объединяющими все ключевые дисциплины актива (геология, разработка, бурение и заканчивание скважин, нефтедобыча, обустройство, экономика, экология, анализ рисков), для эффективного бизнеспланирования освоения месторождения [11]. ИММ уже доказала свою эффективность применения для поддержки-принятия решений в российских компаниях (табл. 2). Тем не менее в настоящее время широко применяются только отдельные инструменты геолого-гидродинамического, нефтепромыслового, экономического моделирования месторождения. Они стали неотъемлемым элементом планирования мероприятий по разработке или оптимизации работы нефтяных и газовых месторождений и

90 ROGTEC

operational state of the systems, to foresee possible issues, and to suggest measures to prevent them. The concept of IFM is inextricably linked with that of integrated design, which first emerged in the 1960s, and whose primary purpose was to ensure comprehensive optimization of well operation processes while streamlining the performance of surface installations, pumping equipment, and other facilities during the modeling of oil field development [10]. Today, it is effectively complemented by IFM tools—programs that integrate all the core disciplines of the asset (geology, development, drilling and completion, oil production, facilities construction, economics, environmental concerns, risk analysis) for effective field exploitation planning from the business point of view [11]. The IFM has already proven its effectiveness in supporting decision-making in Russian companies (see Table 2). www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD инструментами для расчета технологических показателей проектно-технологической документации на разработку месторождений. Основным недостатком остается отсутствие единой модели месторождения, которая бы включала все элементы интегрированного планирования. Программы по геолого-гидродинамическому моделированию (ГГДМ) хорошо описывают объекты разработки пласта, но при попытке комплексного применения этих программ для анализа всего месторождения возникают сложности. Известно, например, что в проектах разработки отдельно взятых месторождений отсутствует баланс между объемом жидкости, необходимой для работы системы поддержания пластового давления (ППД), и излишками вод, накапливающимися в узлах системы сбора, что затрудняет проектирование объектов наземного обустройства [12]. Это связано с несогласованностью проектов разработки и обустройства месторождения. Обмен данными между проектируемыми компонентами системы если и есть, то осуществляется в виде электронных таблиц, не учитывающих взаимовлияния элементов месторождения и неопределенности их параметров. При изменении технологических решений или режимов закачки объемы в одной системе меняются, но это никак не отражается на другой, так как электронные таблицы не связаны с системой. Существенным недостатком такого процесса является моделирование элементов в один единственный момент времени, которое неприемлемо для анализа системы в другой момент и требует адаптации к истории разработки. Таким образом, традиционный метод ГГДМ не может учитывать динамику разработки месторождения (изменение дебита существующей скважины в результате бурения новых скважин, увеличение добычи нефти после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и др.). Отсутствие взаимосвязи ГГДМ с системой сбора в масштабе месторождения может привести к значительным осложнениям, таким как неправильное бурение или завышенная/заниженная производительность оборудования.

ИНСТРУМЕНТЫ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Для того чтобы исключить или свести к минимуму осложнения в работе месторождения, повысить устойчивость проектного решения к параметрам неопределенности необходимо синхронизировать процессы развития объектов разработки месторождений и их инфраструктуры. Данный подход может быть реализован с использованием ИММ и требует формирования следующих компонентов ИММ цифрового месторождения: www.rogtecmagazine.com

Today, however, field modeling practice is limited to individual geo-hydrodynamic, oilfield engineering, and economic modeling tools, which are used far and wide. They have become an integral part of planning for oil and gas field development and performance optimization activities as well as a toolkit used for the calculation of process parameters when drafting design and engineering documents for field development projects. One major disadvantage here is the lack of a unified field model, which would include all the elements of integrated planning. Geo-hydrodynamic modeling (GHDM) tools are good at describing a reservoir’s development targets, but an attempt to use them comprehensively to analyze the entire field will cause difficulties. It is known, for example, that field-specific development projects demonstrate an imbalance between the fluid volume required for the operation of the reservoir pressure maintenance (RPM) system and the excess water accumulated at the nodes of the gathering system, which makes the design of surface facilities more complicated [12]. This is due to the lack of coordination between the development projects and the facilities construction projects. If ever there is any data exchange between the system components being designed, it is maintained in the form of spreadsheets that do not take into account how individual field elements affect each other, and how uncertain their parameters are. When technology solutions or injection modes change, this will affect the performance figures for one system but will leave the other one unchanged, because the spreadsheets are not connected to the system. A material deficiency of such a process is that the elements are modeled at one single point in time, which is unacceptable for analyzing the system at another point and calls for an adjustment of the inputs for the development history. Thus, the traditional GHDM method cannot take into account the dynamics of field development (how the flow rate changes in an existing well and as a result of drilling new wells, how oil production increases after specific well-work activities (“GTM”), etc.). The lack of interconnection between the GHDM tool and a field-wide gathering system can lead to significant complications, such as irregular drilling or overestimated / underestimated equipment performance.

INTEGRATED FIELD MODEL TOOLS

In order to eliminate or minimize complications that may aggravate the field performance and to increase the sustainability of a design decision against the uncertainties at work, we must synchronize the processes used to elaborate the field’s development targets and their infrastructure. This approach can be implemented using IFM and requires that the following IFM components be set up for a digital field: 1) algorithms for collecting, storing, structuring, validating,

ROGTEC 91

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Рис. 2. Управление разработкой и эксплуатацией цифрового месторождения на основе ИММ и модели технико-экономических показателей ограничения [13]

1) алгоритмы сбора, хранения, структурирования, проверки достоверности и фильтрации данных о месторождении, поступающих из различных источников; 2) инструменты моделирования всех элементов интегрированной системы месторождения (ГГДМ, скважины, система сбора, система подготовки, экономика); 3) интеграция методов инженерного анализа данных на основе их обработки в моделях с алгоритмами поддержки принятия решения. Под разработкой алгоритмов обработки данных подразумевается создание каналов связи с телеметрическими нефтепромысловыми системами, химико-аналитическими лабораториями, буровыми установками и другими источниками информации на месторождении в режиме реального времени. Инструмент моделирования интегрированной системы месторождения это специализированное программное обеспечение, которое используется специалистамиэкспертами в области геологии, бурения, разработки, обустройства и добычи в Научно-Техническом Центре компании. На основе онлайн-данных и специализированного программного обеспечения специалисты создают ИММ и адаптируют ее к истории разработки. Далее обновленные элементы ИММ дополняются библиотеками алгоритмов обработки

92 ROGTEC

and filtering field data from various sources; 2) tools for modeling all elements of the integrated field system (GHDM, wells, gathering system, treatment system, economics); 3) integration of engineering data analysis methods based on their processing in models with decision support algorithms. The development of data processing algorithms means setting up communication channels to and from oil-field telemetry systems, chemical analysis laboratories, drilling rigs, and other information sources present in the field, and maintaining real-time communications in them. An integrated field system modeling tool means a specialized software package that is used by experts specializing in geology, drilling, development, facilities, and production at the company’s Research and Engineering Center. Those experts use the online data and specialized software available to them to create an IFM and adjust it for the development history. Next, the updated IFM elements, enhanced with libraries of information processing algorithms, are used to help experts in the oil field by following their work in real time and making suggestions on how to optimize the operating process parameters of the field systems based on technical and economic constraint indicators. IFM tools make it possible to evaluate an asset’s growth prospects and RoI potential at different points in time. www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD

Fig 2. Managing the development and operation of a digital field based on an IFM and a technical and economic constraint indicators model [13]

информации и в режиме реального времени выдают специалистам на нефтепромысле предложения по оптимизации технологического режима работы систем месторождения на основе технико-экономических показателей ограничения. Инструменты ИММ дают возможность оценивать перспективы развития актива и «возврата инвестиций» в разные моменты времени. Данная функция ИММ становится особенно востребована в условиях высокой волатильности цены на нефть. Таким образом, результатом вложений в построение ИММ в случае ее реализации как ядра цифрового месторождения становится обеспечение прозрачности и скорости принятия решений в ходе процессов добычи нефти. Для того чтобы ядро ИММ цифрового месторождения заработало необходимо провести технологическую трансформацию существующих методов работы сотрудников: от технических специалистов, работающих непосредственно на промысле, до экспертованалитиков в научно-техническом центре компании. Кроме модернизации рабочих процессов, необходимо уделить особое внимание мотивации сотрудников на основе ключевых показателей эффективности работы месторождения. Интеграция ключевых показателей эффективности с моделью технико-экономических ограничений режима и аналитическими инструментами ИММ подготовки www.rogtecmagazine.com

This IFM function is becoming especially popular in the face of high volatility in oil prices. An investment in IFM construction (if the IFM is correctly implemented as the core of a digital field) will, thus, help secure transparency and faster decision-making during oil production processes. If we want the IFM core of the digital field to work, we should transform the technique of how our employees, from technical specialists working directly in the field to analysts at the company’s Research and Engineering Center, do their work. In addition to modernizing workflows, special attention must be paid to employee motivation based on the field’s key performance indicators. By integrating those key performance indicators with a technical and economic constraints model to control our operation modes and with analytical IFM tools to help prepare management decisions, we will be able to reduce the risks of financial losses. If an employee takes a personal interest in achieving the digital field’s key performance indicators, this will speed up their proactive responses that will prevent complications from occurring. With such a system, the IFM becomes a tool for reducing the geological and technological uncertainty of the field parameters, and the constraints model with key performance indicators motivates employees to thoroughly study the field and search for methods to increase oil production at the lowest cost (see Fig. 2).

ROGTEC 93

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ управленческих решений будет снижать риски финансовых потерь. Личная заинтересованность сотрудника в достижении ключевых показателей эффективности цифрового месторождения приведет к ускорению подготовки упреждающего действия по недопущению появления осложнения. При такой системе ИММ становится инструментом снижения геолого-технологической неопределенности параметров месторождения, а модель ограничений с ключевыми показателями эффективности работы мотивирует сотрудников к доскональному изучению месторождения и поиску методов увеличения добычи нефти с наименьшими затратами (рис. 2).

МОДЕЛЬ ОГРАНИЧЕНИЙ

Модель ограничений, или технико-экономическая модель показателей ограничений, соединенная по точкам ограничения с ИММ, позволяет реализовать малый, средний и длинный циклы управления активом (табл. 3). Параметры Parameters Наименование действия цикла модели ограничений Activity specific to the respective constraints model cycle Временные рамки Time frame Направления сокращения ограничений Focus areas for reduction of constraints

CONSTRAINTS MODEL

A constraints model, also known as a technical and economic constraint indicators model, linked to the IFM at its constraint points, makes it possible to implement the short, medium, and long-term asset management cycles (see Table 3). Short-term cycle— that configures the IFM, is carried out daily / weekly at the constraint points attributable to the wells and the oil gathering and treatment system by monitoring the flow rate and the process mode configurations of the production equipment. Mediumterm cycle—manages losses and is carried out weekly / monthly / quarterly at the constraint points attributable to the reservoir, the wells, and the oil gathering and treatment system by planning and conducting well-work activities (GTO), pilot tests, commercial production activities, RPI optimizations, and reducing well downtimes. Long-term cycle—manages the untapped potential of the asset and is carried out Цикл / Cycle

малый / short-term

средний / medium-term

длинный / long-term

Конфигурация Configuration

Управления потерями Loss management

Управление нераскрытым потенциалом Untapped potential management

Ежедневно/еженедельно Daily / weekly

Еженедельно/ежемесячно/ ежеквартально Weekly / monthly / quarterly

Ежеквартально/ежегодно/1 раз в 3 года Quarterly / annually / once in 3 years

Увеличение использования Increasing utilization

Увеличение использования и доступности. Снижение неопределенности Increasing utilization and availability. Reducing uncertainty

Повышение доступности. Снижение неопределенности Increasing availability. Reducing uncertainty

Точка ограничения коллектора Reservoir constraint point

Не применимо Not applicable

ГТМ, ОПИ, ПЭ, оптимизация ППД Well-work activities (GTM), pilot tests, commercial production, RPM optimizations

Проектирование новой/ совершенствование старой системы разработки, бурение новых скважин, бурение боковых стволов, применение методов увеличения нефтеотдачи Designing a new development system or improving the old one, drilling new wells, drilling sidetracks, applying enhanced oil recovery techniques

Точка ограничения на скважинах и в системе сбора Constraint point at the wells and in the gathering system

Настройка технологического режима, контроль дебита Process mode setup, flow rate monitoring

Сокращение простоев скважин, оптимизация механизированной добычи Reducing well downtime, optimizing artificial lift performance

Повторное бурение, перевод скважин на механизированную добычу, повторное заканчивание Re-drilling, conversion of wells to artificial lift applications, re-completion

Сокращение ненужных простоев техническое обслуживание Reducing unnecessary downtime, performing maintenance

Строительство новых сооружений модернизация старых Constructing new facilities, upgrading old ones

Точка ограничения в Контроль рабочего состояния оборудования системе подготовки Constraint point in the Monitoring the working condition of the equipment treatment system

Таблица 3. - Table 3.

94 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD Малый цикл – конфигурирует ИММ, проводится ежедневно/еженедельно по точкам ограничения на скважинах, в системе сбора и подготовки нефти путем контроля дебита и конфигурации технологического режима работы эксплуатационного оборудования. Средний цикл – управляет потерями и проводится еженедельно/ежемесячно/ ежеквартально по точкам ограничения на коллекторе, скважинах, в системе сбора и подготовки нефти путем планирования и проведения ГТМ, опытнопромысловых испытаний (ОПИ), промышленной эксплуатации (ПЭ), оптимизации ППД и сокращения времени простоя скважин. Длинный цикл – управляет нераскрытым потенциалом актива и проводится ежеквартально/еже год но один раз в 3 года по точкам ограничения на коллекторе, скважинах, в системе сбора и подготовки нефти путем проектирования новой системы разработки, бурения новых скважин, повторного бурения, перевода скважин на механизированную добычу, повторного заканчивания, строительства новых сооружений и реконструкции/модернизации старых. Часть среднего и полный длинный цикл принятия решений по управлению активом в ПАО «Газпром нефть» реализуется концептуальным проектированием геологии и разработки месторождений на этапах «Оценка» и «Выбор» [14]. Ключевым элементом данной системы является интегратор, который объединяет модули: проектирования бурения скважин (WellPlanning); решения оптимизационных задач по пласту, скважинам, наземному обустройству (ECLIPSE, PIPESIM, HYSYS); кост-инжиниринга (Merak PEEP). Интегратор позволяет оптимизировать поиск решений в области разработки и обустройства месторождений на стратегическом и тактическом уровнях принятия решений по управлению активом. Устойчивость и результативность применения ИММ появляется в случае сходимости результатов моделирования и промысловых данных. В условиях, когда исходной информации для расчетов на стадиях проекта «Оценка» и «Выбор» недостаточно, необходимо ускорить итерационный цикл концептуального проектирования геологии и разработки месторождений. Однако ускорение процесса приведет к потере информации по точкам ограничения ИММ. В этом случае, если подключить Сбор данных Data collection

Модель и анализ Model and analysis

Оптимизация Optimization

quarterly / annually / once in 3 years at the constraint points attributable to the reservoir, the wells, and the oil gathering and treatment system my designing a new development system, drilling new wells, redrilling, converting wells to artificial lift applications, re-completion, building new facilities and redeveloping/ upgrading new ones. In Gazprom Neft PJSC, parts of the medium-term cycle and the entire long-term cycle for asset management decision-making are implemented via conceptual field-geology and field-development design at the Assessment and Selection stages [14]. A key element of this system is the integrator, which integrates modules with the following functions: well planning (WellPlanning); solving optimization problems for the reservoir, wells, and surface facilities (ECLIPSE, PIPESIM, HYSYS); cost engineering (Merak PEEP). The integrator makes it possible to optimize the search for solutions in field development and facilities construction at the strategic and tactical levels of asset management decision-making. The sustainability and effectiveness of IFM application are made visible if the simulation results and the field data converge. Where the source information available for calculations at the Assessment and Selection stages of the project is not sufficient, the iteration cycle of the conceptual field-geology and field-development design process must be accelerated. However, the acceleration of the process will result in information losses at IFM constraint points. In this case, if you link the constraints model to the conceptual design process, the process management methodology will remain unchanged (see Fig. 3), but such an approach will enable you to make constraint point-specific adjustments to the IFM integrator settings at any stages of the Assessment and Selection stages. Here, the integrator will not only act as integration software linking together individual conceptual design tool modules but will also become a tool for managing constraints in an asset. Each stage of constraint points management will be implemented with a cycle frequency aimed at boosting oil production, increasing oil recovery rates, improving NPV and PI, reducing operating costs and uncertainties, and minimizing risks. Shorter cycle times will speed up the decision-making process. Управление потерями Loss management

Управление потенциалом Potential management

Отчет по KPI KPI report

Рис. 3. Цикл проектирования геологии и разработки месторождений (управления точкой ограничения по коллектору) в модели ограничений Fig 3. Field geology and field development design cycle (reservoir-specific constraint point control cycle) in the constraints model

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95

ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ модель ограничения к процессу концептуального проектирования, методология управления процессом останется неизменной (рис. 3), но такой подход позволит на любых этапах стадий «Оценка» и «Выбор» вносить корректировки по точкамограничения интеграторатора ИММ. В таком случае интегратор – это не только программное обеспечение, для объединения модулей инструментов концептуального проектирования, но и инструмент управления ограничениями в активе. Каждый этап управления точками ограничения будет реализовываться с частотой цикла, направленной на повышение добычи нефти, увеличение коэффициента извлечения нефти, повышение NPV и PI, сокращение операционных затрат и неопределенностей, минимизацию рисков. Сокращение времени цикла приведет к ускорению процесса подготовки решений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Взаимосвязь ИММ и цикла управлений точками ограничений в модели ограничений является методологией поиска устойчивого решения по управлению активом в непрерывном режиме. Данная методология синхронизирует процессы получения, обработки и анализа информации по объектам разработки и развития инфраструктуры месторождений, и базируется на ускорении циклов получения исходных данных по точкам ограничений за счет применения программно-аппаратных средств и алгоритмов в производственных процессах ПАО «Газпром нефть». В результате применения ускоренного и структурированного по точкам ограничений ИММ процесса поддержки принятия решений в виде модели ограничений повышается экономическая ценность актива.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

96 ROGTEC

CONCLUSION

The relationship between the IFM and the constraint points management cycle in the constraints model is a continuous-action methodology for finding sustainable asset management solutions. This methodology synchronizes the processes of obtaining, processing, and analyzing information on field-development and infrastructurebuilding targets and is based on an acceleration of cycles of constraint point-specific input data acquisition through the use of software and hardware tools and algorithms in Gazprom Neft’s production processes. Applying such an accelerated decision-making process, structured using the IFM constraint points, in the form of a constraints model results in increased economic value of the asset.

BIBLIOGRAPHY

1. By Ian J. Hardy, Gordon P. Wetzel. Automated Production Systems //SPE 10005. – MS. – 1982. 2. Оптимизация добычи: от продуктивного пласта до пункта подготовки нефти и газа // Э. Барбер, М.Е. Шиппен, С. Баруа [и др.] / Нефтегазовое обозрение. – 2008. – Т. 19. – № 4. – С. 22–37. 3. Маргелов Д.В. Месторождение на ладони – инновационный взгляд на перспективу интеллектуальных месторождений // Инженерная практика. – 2010. – №9. – С.43–46. 4. Власов А.И., Андреев К.В., Поплыгин В.В. Потенциальные возможности создания интеллектуальных месторождений в Группе компаний «ЛУКОЙЛ»// Газовая промышленность. – 2014. – № 7. – С. 43–45. 5. Гульдемонд Э., Акда Л., Андронов М. Организация и управления ИТ для «Умных месторождений» // SPE 160557. – RU. – 2012. 6. Инженерное программное обеспечение // Материалы презентации компании Petroleum Experts. – http://itps. com/uploads/files/Petex/20IPM/20Brochure/20RUS. pdf. 7. Оптимизация процессов управления добычей нефти при внедрении технологий «интеллектуального месторождения» на Самотлорском месторождении / С.Д. Шевченко, В.А. Навозов, Д.В. Миронов [и др.] // SPE 161978. – 2012. 8. Березина А.А., Череповицын А.Е. Экономическая концепция нефтегазового «интеллектуального» месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 14. – С.14–15. 9. Еремени Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений нефти и газа: в 2 кн. Кн. 1. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 10. Гричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений – проблемы моделирования. – М.: Недра, 1979. – 303 с. publications, devoted to PVT-modeling, grows with every year, the complexity of models increases. On the one hand, this helps to increase the accuracy of the forecast and to adopt an optisolution in the design and development of deposits, on the other - often slows the process of preparation of PVT of data 11. Integrated modeling of the El Furrial field Asset Applying Risk and uncertainty analysis www.rogtecmagazine.com

DIGITAL OILFIELD 6. Инженерное программное обеспечение // Материалы презентации компании Petroleum Experts. – http://itps.com/uploads/files/ Petex/20IPM/20Brochure/20RUS.pdf. 7. Оптимизация процессов управления добычей нефти при внедрении технологий «интеллектуального месторождения» на Самотлорском месторож- дении / С.Д. Шевченко, В.А. Навозов, Д.В. Миронов [и др.] // SPE 161978. – 2012. 8. Березина А.А., Череповицын А.Е. Экономическая концепция нефтегазового «интеллектуального» месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 14. – С.14–15. 9. Еремени Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений нефти и газа: в 2 кн. Кн. 1. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 10. Гричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений – проблемы моделирования. – М.: Недра, 1979. – 303 с. publications, devoted to PVT-modeling, grows with every year, the complexity of models increases. On the one hand, this helps to increase the accuracy of the forecast and to adopt an optisolution in the design and development of deposits, on the other - often slows the process of preparation of PVT of data 11. Integrated modeling of the El Furrial field Asset Applying Risk and uncertainty analysis for the decision making // L.M. Acosta, J. Jimenez, A. Guedez [et al.] // SPE 94093. – 2005. 12. Гришагин А.В. О проблемах интеграции системы пласт – скважина - обустройство – экономика на примере проекта разработки Западно-Коммунарского нефтяного месторождения // Научнотехнический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2009. – № 1. – С. 30–35. 13. Власов А.И. Умное месторождение для оптимального промысла // Материалы журнала медиапортала сообщества ТЭК. – 2014. – № 5. – С. 38–43. 14. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений» / Р.Р. Исмагилов, М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2014. – № 12. – С. 74–76. Авторы статьи: А.И. Власов, А.Ф. Можчиль Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» и журналом «PROнефть»

Article authors: A. I. Vlasov, A. F. Mozhchil Gazpromneft Science and Technology Centre (Gazpromneft NTC LLC) Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine

www.rogtecmagazine.com

for the decision making // L.M. Acosta, J. Jimenez, A. Guedez [et al.] // SPE 94093. – 2005. 12. Гришагин А.В. О проблемах интеграции системы пласт – скважина – обустройство – экономика на примере проекта разработки Западно-Коммунарского нефтяного месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2009. – № 1. – С. 30–35. 13. Власов А.И. Умное месторождение для оптимального промысла // Материалы журнала медиапортала сообщества ТЭК. – 2014. – № 5. – С. 38–43. 14. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений» / Р.Р. Исмагилов, М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2014. – № 12. – С. 74–76.

REFERENCE

1. Hardy I.T., Wetzel G.P., Automated production systems, SPE 10005-MS, 1982. 2. Barber E., Shippe M., Neftegazovoe obozrenie, 2007–2008, URL: https://www.slb. com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors07/win07/ optimizing.pdf 3. Margelov D.V., The deposit on the palm - an innovative perspective on the prospects of intellectual deposits (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2010, no. 9, pp. 43-46. 4. Vlasov A.I., Andreev K.V., Poplygin V.V., Potential opportunities for the creation of intellectual deposits in the LUKOIL Group (In Russ.), Gazovaya promyshlennost’, 2014, no. 7, pp. 43-45. 5. Gul’demond E., Akda L., Andronov M., IT Governance and Organization in Smart Oil Fields (In Russ.), SPE 160557-RU, 2012. 6. http://itps.com/uploads/filesPetex/20IPM/20Broch ure/20RUS.pdf. 7. Shevchenko S.D., Navozov V.A., Mironov D.V. et al., Oil production process optimization resultant from intelligent field technologies implementation in Samotlorskoe field (In Russ.), SPE 161978, 2012. 8. Berezina A.A., Cherepovitsyn A.E., Economical conception of oil&gas smart fields (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 4, pp. 14-15 9. Eremin N.A., Eremin Al.N., Eremin An.N., Upravlenie razrabotkoy intellektual’nykh mestorozhdeniy (Management of the development of intellectual deposits), Moscow: Publ. of Gubkin Oil and Gas State University, 2011, Part 1, p. 9. 10. Crichlow H.B., Modern reservoir engineering: a simulation approach, Prentice-Hall Inc., New Jersey, 1977. 11. Acosta L.M., Jimenez J., Guedez A. et al., Integrated modeling of the Furrial Field Asset applying risk and uncertainty analysis for the decision taking, SPE 94093, 2005. 12. Grishagin A.V., On the problems of integration of the reservoir—well system—arrangement—the economy by the example of the West-Kommunarskoye oil field development project (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Rosneft’”, 2009, no. 1, pp. 30-35. 13. Vlasov A.I., Smart field for optimal oil field (In Russ.), Zhurnaldaydzhest EnergyLand.info, 2014, no. 5, pp. 38-43. 14. Ismagilov R.R., Khasanov M.M., Maksimov Yu.V. et al., Prospects of energy optimization on Gazprom Neft JSC objects with use of hydrocarbons (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 12, pp. 74-7.

ROGTEC 97

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

Газпромнефть НТЦ: Перспективы применения гибких насосно- компрессорных труб в России Gazpromneft NTC: Coiled Tubing For the Future С. М. Симаков Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

S. M. Simakov Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

ВВЕДЕНИЕ

INTRODUCTION

Гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) или колтюбинг (Coiled Tubing – колонна гибких труб) были изобретены во время Второй мировой войны для прокладки бензопровода под водой (проект PLUTO), но широкое применение получили только в конце 80-х годов ХХ века. Промывка скважин, освоение азотом, растепление гидрато-парафиновых пробок и многие операции, проводимые с использованием ГНКТ, перешли в разряд стандартных. Колтюбинговые установки в настоящее время позволяют выполнять практически все виды работ в ходе капитального ремонта скважин (КРС), при этом они полностью автоматизированы и, по сути, являются прототипами буровых установок и КРС-станков будущего. Западная Сибирь, являясь основной российской нефтегазоносной провинцией, может по праву считаться главным полигоном, где испытываются и внедряются новые технологии, и где на сегодняшний

98 ROGTEC

Coiled tubing (CT) is a technology first invented during World War II for laying a fuel pipeline under water (Operation Pluto), but it was not until the late 1980’s that it came into common use. Well cleanout, nitrogen lifting, dissolving of hydrate and paraffin plugs and many other operations involving CT have now become standard fare. Today, coiled tubing units conduct nearly all types of well workover (WWO) operations; they are fully automated and are, in fact, nothing short of pilot models for drilling and workover rigs of the future. Western Siberia, is Russia’s number one oil and gas province, can rightfully be considered its main proving ground where new technologies are being tested and implemented, and it also beats all other regions in terms of concentration of CT systems per unit area. It is in this region that numerous CT technologies, such as geophysical well logging, sand-jet perforation, milling of multistage hydraulic fracturing (MSHF) ports www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING день сконцентрировано максимальное число установок ГНКТ в России. В этом регионе нашли применение такие технологии с использованием ГНКТ, как геофизические исследования скважин, гидропескоструйная перфорация, фрезерование портов многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), активация портов МГРП специализированными компоновками низа колонны и др. С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, что обусловлено усложнением их структуры, глубиной залегания, доступностью, и рядовые скважинные операции уже не решают тех задач, которые стоят сегодня перед нефтедобытчиками. Строительство более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это касается систем заканчивания скважин с МГРП, ГНКТ как основного инструмента, отвечающего современным требованиям.

and activating them using specialized bottom-hole assemblies, etc., have found their application. Each year, more and more reserves are classified as hard to recover due to structure complexity, depth of occurrence, or accessibility, so standard well operations are no longer fit to address the challenges that oil producers must face today. The problem of drilling more complex wells, however, spells the need for development and use of non-standard equipment. Here, we are talking about MSHF completion systems with CT as being the main tool that meets modern requirements. Statistics for CT use in Gazprom Neft PJSC show the following CT lengths used: 4000 m in 2010–2015, 4500 m in 2016, 5000 m in 2017, the current trend being towards greater lengths and greater diameters. Along with the length, the CT wall thickness has also changed as tapered CT strings (i. e. those with non-uniform wall thickness optimized for specific downhole conditions) came into use.

В ПАО «Газпром нефть» с 2010 по 2015 г. применялись Such changes ГНКТ длиной in length and 4000 м, в 2016 г. diameter have – 4500 м, в 2017 triggered a number г. – 5000 м, в of changes in настоящее время the technical Рис. 1. Общий вид центра управления установкой ГНКТ повышенной наблюдается characteristics of грузоподъемности (NOV) 2 3/8″ тенденция the equipment, Fig 1. General view of the control center of a heavy-duty CT unit (NOV) 2 3/8″ увеличения such as the pull ихдлины и диаметра. Вместе с длиной изменилась capacity of the power pack injector, the diameter of the и толщина стенки применяемых труб, стали reel assembly and its overall dimensions. использоваться разностенные оптимизированные под конкретные скважинные условия (темпированные) ГНКТ. USING CT TO ADDRESS CURRENT CHALLENGES The use of CT makes it possible to address technological Изменение длины и диаметра труб вызвало ряд challenges that until today were considered difficult to изменений технических особенностей оборудования, manage. A few years ago, horizontal well section lengths таких как тяговое усилие инжектора силовой установки, stood at around 500–700m, while now they reach 2000– диаметр узла намотки и его габаритные размеры. 3000m, the measured depth (MD) being 6100–6500m and upward. One specific set of challenges, that deserves ПРИМЕНЕНИЕ ГНКТ ДЛЯ РЕШЕНИЯ a separate mention, are problems that arise in connection АКТУАЛЬНЫХ ЗАДАЧ with the development of territories and fields beyond the Использование ГНКТ позволяет решать Arctic Circle. Here, the key factors are low temperatures технологические задачи, которые до сегодняшнего and limited hydraulic characteristics of most manufacturer’s дня считались трудновыполнимыми. Еще CT systems. At -35°C, the existing equipment fails to meet несколько лет назад длина горизонтального the requirements imposed on it from both technical and участка скважины составляла 500–700 м, в technological points of view. In such conditions, a solution is настоящее время – 2000–3000 м, измеренная found with heavy-duty CT units (see Fig. 1). www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ глубина (MD) – 6100–6500 м и более. Отдельно следует отметить проблемы, возникающие в связи с освоением территорий, находящихся за Полярным кругом. Здесь ключевыми факторами являются низкие температуры и ограничения гидравлических характеристик установок ГНКТ большинства производителей. При температуре –35 °С существующее оборудование не отвечает предъявляемым требованиям как с технической, так и с технологической точек зрения. В подобных условиях находят применение установки ГНКТ повышенной грузоподъемности (рис. 1). Установка ГНКТ с емкостью узла намотки 6500 м и диаметром гибкой трубы 2 3/8″ (60,3 мм) может использоваться: • для управления равнопроходными муфтами МГРП на горизонтальных интервалах длиной 2000 м и более, где требуется приложить дополнительную нагрузку более 10 кН; • при управляемом бурении, когда в телесистему входит электрический ориентирующий прибор повышенной мощности, способный на забое разворачивать винтовой забойный двигатель (ВЗД) вокруг своей оси, при этом за счет угла перекоса профиль коридора проводки скважины может составлять 1 м; • на скважине сложной конструкции, где необходимо использование технологии темпирования. Очевидно, что работа с трубами диаметром 60 мм на глубине более 6000 м невозможна без силовой установки с гарантированным запасом прочности по грузоподъемности инжекторной головки. Существуют западные компании, выпускающие инжекторные головки с электроприводом, что позволяет: • повысить грузоподъемность установки; • исключить зависимость от температурных условий; • кратно увеличить скорость спускоподъемных операций (СПО); • повысить управляемость. Установка ГНКТ с длиной барабана 6500 м и диаметром 2 7/8″ (73,0 мм) (рис. 2) может использоваться для выполнения МГРП через гибкую трубу, что обеспечивает явное преимущество в скорости перехода между стадиями, в объеме прокачиваемой жидкости из-за отсутствия необходимости заполнения объема НКТ до начала ГРП и на стадии «продавки», т.е. в режиме Flush. Следует также отметить уникальную возможность проведения повторных МГРП через гибкую трубу в скважине с открытыми портами, когда жидкость ГРП точечно, так же как и в случае с выборочным

100 ROGTEC

A heavy-duty CT unit with a reel capacity of 6500 m and CT diameter of 2 3/8″ (60.3 mm) can be used: • to control full-bore MSHF sleeves on horizontal sections of 2000 m and more, where an additional load of more than 10 kN is required; • in controlled drilling, where the telemetry system includes a high-power electric orienting tool capable of rotating the downhole positive displacement motor ( PDM) around its axis, and where the resulting steering angle can create a drilling window of 1 m; • in complex wells that require the use of tapering technology. It is obvious that operations involving CT strings with a diameter of 60 mm at depths greater than 6000 m cannot be accomplished without a power pack with a guaranteed safety margin on top of the injector head’s design pull capacity. There are some western companies that manufacture injector heads with electric drives, which make it possibe to: • increase the pull capacity of the system; • provide independence from temperature conditions; • provide a manifold increase in RIH/POOH speeds; • improve steerability. A CT unit with a reel capacity of 6500 m and a CT diameter of 2 7/8″ (73.0 mm) (see Fig. 2) can be used to accomplish MSHF through a CT string, which provides a clear advantage in terms of the speed of interstage transitioning and the volume of injected fluid. There is no need to fill the CT string before the start of the HF operation and during the flush stage. We would also like to highlight the unique opportunity of using a CT string for multi-stage re-fracturing operations in wells with open ports, where the HF fluid is targeted through a specific port just the same way as it would be in the case of selective opening/closing of ports. In this case, the distance between the MSHF ports may constitute a limiting factor, but in Western Siberia, where that distance varies from 50 to 100 m, this is not critical. It is fair to assume that, in the case of uncemented ports, each subsequent MSHF stage may bring about fluid leaks through fractures that have formed earlier. It should be noted that, when selecting a candidate well for MSHF operations involving CT strings with a diameter of 2 7/8″, the frac fluid flow rate and the injection pressure should be taken into account. In situations similar to those described above, a reel assembly accommodating a CT length of 6500 m can be transported on board a separate lowboy semitrailer; however, there are CT units with non-standard reel positioning relative to the trailer axis. Fig. 3 shows www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING открытием/закрытием портов, закачивается в определенный порт. Ограничением в данном случае может быть расстояние между портами МГРП, но для условий Западной Сибири, где расстояние варьируется от 50 до 100 м, это не критично. Можно предположить, что в случае с незацементированными портами при проведении каждой последующей стадии МГРП, возможны утечки жидкости гидроразрыва в ранее сформированные трещины. Следует отметить, что при подборе скважины-кандидата для проведения МГРП через гибкую трубу 2 7/8″ должны учитываться расход жидкости гидроразрыва и давление закачки.

Транспортировка узла намотки с длиной ГНКТ 6500 м в перечисленных случаях возможна на отдельно стоящем трале, однако существуют установки с нестандартным расположением барабана относительно оси трала. На рис. 3 показан барабан с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ (60,3 мм) длиной 9000 м. При перечисленных преимуществах, рассмотренные установки ГНКТ имеют два недостатка – высокую стоимость и большую массу. Первый Рис. 2. Установка ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 7/8″: а – вид приводит к удорожанию проекта, сбоку; б – вид сверху второй требует получения Fig 2. Heavy-duty CT unit (NOV) 2 7/8″: a—side view; b—top view разрешительной документации на провоз негабаритного груза. И a reel accommodating 9000 m of coiled tubing with a здесь появляется возможность для diameter of 2 3/8″ (60.3 mm). сервисных компаний продумать поэтапное введение большеразмерных ГНКТ с тенденцией на уменьшение Apart from the advantages we have we have стоимости сервиса за счет предложения охвата mentioned, the CT units in question have two большего числа скважин и сокращения транспортных disadvantages: high cost and large weight. The former расходов на доставку труб. makes your project more expensive, and the latter calls for special permits to be obtained for OOG load Часто задают вопрос, существует ли нормированное transportation. There is, thus, an opportunity for service время на проведение той или иной технологической companies to think about step-by-step introduction of операции. Такого времени нет и быть не может, но large-sized CT strings where the service cost will tend есть скоростной режим спускоподъема гибкой трубы. to reduce thanks to the large number of wells covered В настоящее время скорость СПО с гибкой трубой www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 101

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

Рис. 3. Установка с нестандартно расположенным барабаном с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ длиной 9000 м Fig 3. A unit with non-standard reel positioning accommodating 9000m of coiled tubing with a diameter of 2 3/8″

независимо от ее диаметра на вертикальном участке составляет 15-20 м/мин, на горизонтальном – 5–10 м/мин. Поскольку с глубиной увеличивается время СПО, равное в среднем примерно 40 % общего производительного времени, увеличение глубины скважин должно быть нивелировано повышением скорости СПО как минимум в 2 раза. В Северной Америке скорости СПО уже давно превышают 50 м/ мин. На рис. 4 приведен монитор записи рабочих параметров СПО, когда скорость первичного спуска составляет более 160 фут/мин (48,7 м/мин). Следует также обратить внимание на качество дорожного покрытия на отечественных месторождениях. Не секрет, что промысловые дороги в РФ по качеству покрытия уступают западным, что отражается в вездеходном исполнении техники, поступающей с заводов. На проходимость в условиях Западной Сибири, где используется вездеходная колесная база 6×6, влияет и сама длина несущей конструкции. Практика применения оборудования не только в рыхлых песках Западной Сибири, но и в условиях распутицы Оренбуржья показывает, что короткие установки имеют определенное преимущество перед их аналогами с прицепами. Различие в выполнении технологических операций с ГНКТ и проведении ГРП обусловливает конструктивные особенности применяемых

102 ROGTEC

by the offering and the lowered transportation costs involved in CT delivery. People often ask whether there are specific standards governing the duration of a particular operation. Well, there are, and can be, no such standards, but there are speed limits prescribed for RIH/POOH operations on CT strings. Today, any RIH/POOH operations on a CT string, regardless of its diameter, progress at a rate of 15–20 m/min in a vertical section and 5–10 m/ min in a horizontal section. Since the RIH/POOH time increases with depth, comprising on average about 40% of the total productive time, this means that, if we want to drill deeper wells, we should offset the time losses due to increased depth by increasing the RIH/POOH speed at least 2 times. In North America, RIH/POOH speeds have long exceeded 50 m/min. Fig. 4 shows a monitor used to record the working parameters of an initial RIH operation that progresses with a speed greater than 160 ft/min (48.7 m/min). Another aspect that deserves attention is the road surface quality to Russian fields. It is no secret that access roads to and across Russian oil and gas fields are inferior to western ones in terms of surfacing quality, which is why vehicle manufacturers tend to supply off-road versions to the industry. Among the factors affecting a vehicle’s off-road capability in Western Siberia, where 6×6 all-terrain wheelbase www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING технических средств, но есть и схожие моменты, например, длительное пребывание персонала в компьютерном центре управления ГРП (Data Van) и установкой ГНКТ (Coil Unit). Здесь следует уделить внимание наличию потенциала для увеличения рабочего пространства в кабине оператора, поскольку при современных высокотехнологических операциях контроль их выполнения осуществляется не только непосредственно буровым оператором, но и другими специалистами на скважине. При этом необходимо сократить время оперативного совместного реагирования на ситуацию. Задачи ставятся не только перед сервисными компаниями, обслуживающими ГНКТ, но и перед производителями оборудования. Решения необходимо находить на основании запросов от нефтедобывающих компаний, которые, в свою очередь, руководствуются поиском оптимальных технологий добычи углеводородного сырья при ухудшающейся структуре запасов.

is used, is the length of the bearing frame. The experience acquired using this equipment in a variety of settings, including the loose sands of Western Siberia and the impassable muds of Orenburg region, shows that short units have a certain advantage over their counterparts with trailers. Certain process-specific differences between CT and HF operations affect the design features of the respective equipment applied, but there are also similar points, such as the long-time personnel presence in the computerized control center (Data Van in the case of HF) of each respective operation. Here, it may be worth paying attention to whether there is potential for increasing the working space in the operator’s cabin, because modern high-tech operations tend to have control and supervision functions that the operator alone cannot handle, so other onsite personnel must also be present. Meanwhile, collaborative response times to be observed by those persons in varius situations should be reduced.

Установка ГНКТ в перспективе видится многофункциональным комплексом, обеспечивающим выполнение технологических задач и корректировку Tasks are процесса проведения assigned not работ в режиме only to service Рис. 4. Пример записи параметров СПО реального времени. companies in Fig 4. An example of RIH/POOH parameter records Решения могут быть charge of CT разными, от рядовых maintenance, до высокотехнологичных, так же как и система but also to equipment manufacturers. Solutions предупреждения отказов оборудования вследствие should be found based on requests from oil producing низкого давления в системе, изменения толщины companies, which, in turn, are governed by their стенки гибкой трубы или ее формы. investigations into optimal techniques for hydrocarbon recovery in the face of the deteriorating reserves structure. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Описанные в статье технологические решения Our vision for a CT unit of the future is that of a могут быть реализованы в ПАО «Газпром нефть» multifunctional complex capable of handling processне только в части проектного оборудования, но и в specific tasks and adjusting workflows in real time. части технологии его использования. Разработанные Possible solutions can vary from conventional to highметоды и способы осуществления новых проектов tech, which is also true for possible configurations с привлечением комплекса ГНКТ позволяют решать of the system to be used for preventing equipment задачи на перспективу, определять алгоритм failures due to low pressure in the system or changes действий на ближайшее будущее. Приведенный in the wall thickness or shape of the CT string. технический обзор оборудования и технологий www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 103

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ дает возможность уже сегодня минимизировать будущие риски и затраты на единицу добываемой продукции, а также заблаговременно детально подойти к системе контрактования потенциальных контрагентов, раскрыть технические критерии и провести отбор с учетом необходимого оснащения, логистики и временны ʹх параметров, что очень важно при передислокации нестандартного оборудования из других регионов и зарубежных стран.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

REFERENCE

1. Proceedings of SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, 27-28 March of 2018. 2. Gustavo A. et al., Hydraulic fracture placement assessment in a fiber optic compatible coiled tubing activated cemented single point entry system, SPE 189842- MS, 2018. 3. Belov A.V., Coiled tubing boosts efficiency of multistage hydraulic fracturing technique in Novoportovskoe field (In Russ.), SPE 187715-RU, 2017. Авторы статьи: С.М. Симаков Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» и журналом «PROнефть»

104 ROGTEC

CONCLUSION

The technology solutions described in this article can be implemented in Gazprom Neft PJSC in terms of both project equipment and techniques for its use. The methods and approaches that have been developed towards the implementation of new projects involving CT systems are a capable tool to help you find forward-looking solutions for your problems and devise actionable algorithms for the near future. The technical overview of equipment and technologies set forth above makes it possible, even today, to minimize future risks and production unit costs, as well as to take early action to systemize your work with potential contractors with a detailed approach, disclosing the applicable technical criteria and making your selection based on the actual equipment, logistics, and timing requirements, which is very important when relocating non-standard equipment from other regions and foreign countries.

BIBLIOGRAPHY

1. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exibition 27-28 Mar 2018. The Woodlands Waterway Marriot Hotel & Convention Center. The Woodlands, Texas, USA 2. Hydraulic Fracture Placement Assessment in a Fiber Optic Compatible Coiled Tubing Activated Cemented Single Point Entry System / A. Gustavo [et al.] // SPE189842-MS. – 2018. 3. Колтюбинг повышает эффективность мультистадийных гидроразрывов на Новопортовском месторождении / А.В. Белов [и др.] (Coil tubing improves the efficiency of multi-stage hydraulic fracturing operation at the Novoportovskoye field / A. V. Belov [et al.]) // SPE-187715-RU – 2017. Article authored by: S. M. Simakov Gazpromneft Science and Technology Centre (Gazpromneft NTC, LLC) Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine

www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 105

БУРЕНИЕ

Программное решение для автоматической оптимизации логистики во время бурения и освоения скважин A Software Solution for Automatic Optimization of Logistics During Well Drilling and Flowback Operations Д.М.Хамадалиев1, Е.Н.Ульянов1, В.Н. Ульянов2, Д.О.Тайлаков2, К.С.Сердюк2, Р.З.Курмангалиев2, С.А.Фролов2, К.И.Нектягаев2, Р.И.Вылегжанин2, Е.Н.Павловский3

D. M. Khamadaliyev,1 Ye. N. Ulyanov,1 V. N. Ulyanov,2 D. O. Taylakov,2 K. S. Serdyuk,2 R. Z. Kurmangaliyev,2 S. A. Frolov,2 K. I. Nektyagayev,2 R. I. Vylegzhanin,2 Ye. N. Pavlovsky3

1. Салым Петролиум Девелопмент Н.В, 2. ООО «Новосибирский научно-технический центр», 3. Лаборатория аналитики потоковых данных и машинного обучения НГУ

1. Salym Petroleum Development N. V., 2. Novosibirsk Scientific and Technical Center, LLC, 3. NSU Laboratory of Data Streaming Analytics and Machine Learning

Введение

Introduction

Оптимизация логистики во время бурения и освоения скважин состоит в построении оптимального расписания для всех трудовых ресурсов. Построение оптимального расписания позволяет существенно сократить время и затраты, связанные с геологическими и технологическими рисками. Для этого необходимо иметь соответствующие инструменты математического моделирования. В статье приводится описание функциональности программного решения и результаты тестирования. В данной работе методикой построения оптимального расписания является комбинация известных алгоритмов – метода ветвей и границ и симплексметода. В качестве входных данных выступает «начальное расписание», которое содержит: геометрию месторождения – расстановка скважин, расстояние между ними; список типов работ – тип работы, принадлежность к скважине, дата начала, продолжительность работы и т.д.; ограничения на

104 ROGTEC

Optimizing logistics during drilling and the development of wells, consists of building an optimal schedule for all the labour resources. Optimized scheduling makes it possible to significantly reduce the time and costs associated with geological and technological risks. The article describes the functionality of our software solution and presents the results of its testing. The method we used in that project for optimized scheduling is a combination of well-known algorithms – the branch and bound method and the simplex method. The input dataset is an “Initial Schedule,” which contains the following information: field geometry (the placement of wells and the distance between them); job type list (type of job, its assignment to a particular well, start date, work duration, etc.); schedule admissibility restrictions (job sequencing conditions for one single well, conditions for performing simultaneous work on neighboring wells, etc.). The program allows the user to select the parameter based on which the optimization will be performed, the computation time, and the optimization www.rogtecmagazine.com

DRILLING допустимость расписания – условия последовательности работ на одной скважине, условия одновременности работ на соседних скважинах и т.д. Программа позволяет выбрать параметр, по которому будет производиться оптимизация, время расчета Рис. 1. Пример диаграммы Гантта, M1, ... , Mn - машины, J1, ... , Jn -работы [1] и сценарий оптимизации. Fig 1. Example of a Gantt chart; M1, ... , Mn – machines, J1, ... , Jn – jobs [1] В качестве выходных параметров получаем список работ с указанием scenario. At the output, we receive a list of jobs specifying их типа, даты начала работы, продолжительности и their type, work start date, duration, and assignment to принадлежности к скважине. Кроме того, получаем wells. In addition, we receive the total production rate and суммарный дебит и накопленную добычу на момент cumulative production values as at the time of the well запуска куста скважин в эксплуатацию в сравнении с pad commissioning in comparison with the original and изначальным и оптимизированным расписанием. optimized schedules. Для удобного графического представления расписания применяются диаграммы Гантта [1]. Диаграммы бывают двух типов: загруженность оборудования конкретной работой от времени и выполнение типа работы на оборудовании. Типичный пример диаграммы Гантта представлен на рисунке 1. Важным ограничением при построении оптимального расписания является конечный шаг по времени. Это позволяет формулировать задачи в терминах дискретного программирования. Под задачей дискретного программирования понимается задача минимизации некоторой функции на множестве допустимых решений. В основе модуля лежит вариация симплекс-метода и метода ветвей и границ. Метод ветвей и границ относится к методам сокращенного перебора [2, 3, 4]. Van den Akker J.M и др. [4] исследовали параметры приоритета расстановки работ на параллельных машинах и дали оценки критериев для определенных задач. В работе [3] авторы разработали и алгоритм приближенного решения задачи минимизации затраченного времени с повышением точности в зависимости от времени расчета. Alex J. Ruiz-Torres и др. [2] представили алгоритм для минимизации времени работы на одной машине. Раздел целочисленное программирование в ограничениях включает в себя несколько областей программирования. Tobias Achterberg и др. [5,6] приводят обзор актуальных алгоритмов в целочисленном программировании в ограничениях на данный момент. Наиболее известным и широко применяемым на практике для решения общей www.rogtecmagazine.com

For a convenient graphical representation of the schedule, the program uses Gantt charts [1]. These charts come in two types: equipment workload per job type over time and job types performed on specific equipment. A typical example of a Gantt chart is shown in Figure 1. An important limitation on optimized scheduling is the need to use a finite time step. This allows us to formulate problems in terms of discrete programming. Here, a discrete programming problem means the problem of minimizing a certain function on a set of feasible solutions. Our module is based on a variation of the simplex method and the branch and bound method. The branch and bound method is part of a family of pruned-enumeration methods [2, 3, 4]. J. M. van den Akker et al. [4] studied the job prioritization parameters for parallel machine scheduling and evaluated the criteria used for specific tasks. In [3], the authors developed an algorithm for obtaining approximate solutions to the problem of processing time minimization with an increase in accuracy depending on the computation time. Alex J. Ruiz-Torres et al. [2] presented an algorithm for minimizing the processing time on one machine. The constraint integer programming domain includes several programming areas. Tobias Achterberg et al. [5, 6] provide an overview of constraint integer programming algorithms that are currently of interest. One method that is best-known and most widely used for practical tasks that have to do with solving the general problem of constraint programming is the simplex method. The problem is to optimize a linear functional on a multidimensional space with given linear constraints. The constraints imposed on variables form a bounded region that is a multidimensional polyhedron. The solution

ROGTEC 107

БУРЕНИЕ задачи программирования в ограничениях является симплекс-метод. Задача состоит в оптимизации линейного функционала на многомерном пространстве при заданных линейных ограничениях. Ограничения, накладываемые на переменные, образуют область, являющуюся многомерным многогранником. Решением задачи является одна из вершин многогранника, а поиск ведется перебором соседних граней. Исследования, проводимые в работах [7,8,9] выявили высокую универсальность симплексметода.

Постановка задачи

Как ранее упоминалось, для решения задачи необходимо выбрать конечный шаг по времени. В данной постановке был использован шаг, равный одним суткам и общая длина расписания в 365 дней, как компромисс между скоростью и точностью.

Drilling crews -1

Drilling the production section

WWO crews

Drilling the liner section

HF fleet -1

Preparation for hydraulic fracturing

CT fleet -1

Flowback Hydraulic Fracturing

Hookup crew -1

Coiled tubing Hookup

Рис. 2. Схема постановки задачи Fig 2. Problem formulation diagram

Куст месторождения состоит из 24 скважин, сгруппированных в кластеры по 4 (рис 2), расстояния между скважинами в кластере – 5м., между крайними скважинами кластеров – 15 м. Трудовые ресурсы представлены 5-ю типами бригад: бурения - 1 бригада, КРС – условно не ограничено, ГРП - 1 флот, ГНКТ - 1 флот, «Обвязка» - 1 бригада. Особенностью работ типа «Обвязка» является то, что они проводятся одновременно на всем кластере. Расстояние между любыми двумя бригадами не должно быть меньше 30 м., кроме работ типа «Обвязка», для них – 25 м. Каждой бригаде соответствует свой список работ. Общий список работ состоит из 8-ми операций: (бурение направления-кондуктора, бурение эксплуатационной колонны, бурение хвостовика) – бригада бурения, (подготовка к ГРП, освоение) – бригады КРС, (проведение ГРП) – флот ГРП, (ГНКТ) – флот ГНКТ, («Обвязка») – бригада «Обвязка».

Конечной целью оптимизации является минимизация или максимизация целевой функции. В данной работе оптимизируется три параметра:

108 ROGTEC

Drilling the conductor section

to the problem is one of the vertices of the polyhedron, and the search is iterated through its adjacent faces. Studies conducted in [7, 8, 9] showed a high versatility of the simplex method.

Formulating the Problem

As previously mentioned, to solve the problem, we must select a finite time step. In this formulation, we used a step equal to one day and a total schedule length equal to 365 days to achieve a good trade-off between speed and accuracy. The field’s multi-well pad comprises 24 wells grouped into clusters of 4 wells each (Fig. 2), the distance between wells in a cluster being 5 meters, and the distance between end-wells of adjacent clusters being 15 meters. The workforce comprises 5 types of crews: drilling – 1 crew, workover – conditionally unlimited, hydraulic fracturing – 1 fleet, coiled tubing – 1 fleet, “Hookup” – 1 crew. What sets the “Hookup” job type apart is that these jobs are carried out simultaneously on the entire cluster. The distance between any two crews should not be less than 30 m, except for jobs of the www.rogtecmagazine.com

DRILLING • Максимизация накопленной добычи: 1) на конец года, 2) на рассчитанный период - 365 дней. • Минимизация по среднему значению срока введения скважины в эксплуатацию (RRSU – Rig Release to Startup). • Минимизация «простоя» критических ресурсов (работ типа ‘frac’ и ‘coil’). Необходимо, чтобы работы данного типа выполнялись как можно плотнее для всего куста, для уменьшения стоимости данных работ.

Программное решение

Решение оформлено в виде программного пакета. Программный пакет имеет интерфейс, состоящий из 6 основных панелей, представленных на рисунке 3. На панели инструментов (1) представлен функционал ввода и вывода данных, параметры оптимизации и непосредственно запуск оптимизации. Окно данных (2) - позволяет выводить данные расписания в виде иерархического списка или как таблицы статистики

“Hookup” type, for which the distance is 25 m. Each crew is assigned its own list of jobs. The total list of jobs consists of 8 operations: (drilling the conductor section, drilling the production section, drilling the liner section) – the drilling crew, (preparing for hydraulic fracturing, flowback) – the WWO crew, (conducting hydraulic fracturing) – the HF fleet, (coiled tubing) – the CT fleet, (“Hookup”) – the “Hookup” crew. The end goal of optimization is to minimize or maximize the target function. In this paper, three parameters are optimized: • Maximizing cumulative production: 1) at the end of the year, 2) for the calculated period – 365 days. • Minimizing the average value of the well commissioning time (RRSU – Rig Release to Startup). • Minimizing the downtime of critical resources (jobs like “frac” and “coil”). Jobs of this type need to be scheduled as tightly as possible across the entire well pad to reduce their cost.

Software Solution

The solution is designed as a software package. The software package has an interface consisting of 6 main panels shown in Figure 3.

Рис. 3. Интерфейс программы Fig 3. Program interface

переключением панели данных (5). Окно визуализации расписания (3) выводит данные в виде расписания по скважинам. Цвет прямоугольника обозначает тип работ, положение - временные рамки. Кроме работ в окне приведены суточный и суммарный накопленный дебеты. Краткая информация по скважине доступна в таблице данных (4). Содержит: имя, тип, время введения в эксплуатацию, дебет и степень обводненности. При необходимости можно настроить удобный масштаб по времени, используя временную шкалу (6).

Апробация

Для апробации разработанного ПО использовались данные по 5 кустам (A, B, C, D, E), которые представлены в виде начального расписания по скважинам. www.rogtecmagazine.com

Toolbar (1) features input and output control functions, optimization parameters, and the start function that directly launches the optimization process. Data window (2) allows the user to view schedule data as a tree or as a table of statistics. The display mode is switched using data panel (5). Schedule visualization window (3) displays the data in the form of a schedule broken down by well. The color of the rectangle indicates the type of job, its position indicates the time frame. Besides the jobs, this window shows the production rate figures calculated per day and as a cumulative total. Brief information about the well is available in data table (4). For each well, it contains: its name, type, commissioning time, production rate, and water cut. If necessary, you can set a convenient time base using time scale (6).

Testing

To test the developed software, we used data for 5 well pads (A, B, C, D, E) which were available in the form of an initial schedule broken down by well. Table 1 shows a comparison based on four optimization parameters: total production until the end of the year (December 31, 2017), total production until the end of the period (365 days from the start of work), downtime days,

ROGTEC 109

БУРЕНИЕ Добыча до конца года Production until the end of the year

Добыча до конца периода Production until the end of the period

Дни простоя Downtime days

Среднее время ввода скв. в экспл. (дней) Average well commissioning time (days)

Неопт. Non-opt.

Опт./Opt.1 10 сек/sec

Опт./Opt.2 Неопт. 30 сек/sec Non-opt.

Опт./Opt.1 10 сек/sec

Опт./Opt.2 30 сек/sec

Неопт. Опт./Opt.1 Опт./Opt.2 Неопт. Опт./Opt.1 Опт./Opt.2 Non-opt. 10 сек/sec 30 сек/sec Non-opt. 10 сек/sec 30 сек/sec

20577.7

19023.3 -7.55 %

20618.3 +0.2 %

24763.7

25225.9 +1.8 %

25417.9 +2.6 %

0 -0 %

60.25

58.45 -3 %

58.25 -3.3 %

27155.2

30950.4 +14 %

193032.5

201049.0 +4.1 %

202200.0 +4.7 %

199

21 -89 %

19 -90.5 %

75.12

68.83 -8.4 %

66.2 -11.8 %

3850.2 +%

88864.6

101398 +14.1 %

104247.6 +17.3 %

213

13 -94 %

98.87

93.37 -5.5 %

91.25 -7.7 %

14138

17530 +24 %

18668

22285 +19 %

0 -0 %

56.23 -17 %

18427

28093 +52 %

5925

10510 +77 %

15591 +163 %

287

270 -6 %

117.33

117.29 -0.03 %

117.2 -0.11 %

Табл. 1. Сравнение параметров расписаний при фиксированном бурении для интервала времени 01.09.2018 – 31.12.2018 Table 1. Comparing scheduling parameters for the time interval of September 1, 2018 through December 31, 2018 given a fixed drilling workload

В таблице 1 приведено сравнение по четырем параметрам оптимизации: суммарная добыча до конца года (31.12.2018), суммарная добыча до конца периода (365 дней с момента начала работ), дни простоя и среднее количество дней для введения скважины в эксплуатацию (RRSU). В первом варианте оптимизации время расчета составляет 10 секунд, во втором – 30 секунд. Как видно, в большинстве случаев происходит улучшение параметра оптимизации. Но в примере A-Опт. 1 для добычи до конца года параметр уменьшился. Это связано с особенностями оптимизационного алгоритма, а точнее со временем его работы. Сравнивая Опт. 1 и Опт. 2 можно отметить, что увеличение времени расчёта улучшают показатели оптимизации. При этом наблюдается большой разброс относительных значений результатов оптимизации для разных кустов, так как в общем случае на качество оптимизации, помимо времени расчета влияют сложность модели куста и начальное расписание.

Выводы и результаты

Созданный программный пакет реализует цели и сценарии оптимизации с учетом ограничений, заявленных в постановке задачи. Тестирование модели оптимизации показало улучшение показателей относительно начального расписания по добыче до +163%, по сокращению дней простоя до -94% и по времени ввода скважины в эксплуатацию до -17%. На данном этапе модель подходит для решения только ограниченного круга задач, в связи с чем она

110 ROGTEC

and average days required to commission a well (RRSU). In the first optimization variant, the computation time is 10 seconds, in the second one it is increased to 30 seconds. As we can see, in most cases the optimization parameter is improved. However, example A-Opt. 1 for “Production until the end of the year” shows a decrease in the parameter value. This is due to the peculiarities of the optimization algorithm, or, more specifically, its running time. Comparing Opt. 1 and Opt. 2, we can observe that an increase in the computation time improves the optimization performance. However, there is also considerable scattering of the relative values of the optimization results for different pads, which can be explained by the fact that, in general, the quality of optimization depends not just on the computation time, but also on the complexity of the model and the initial schedule parameters.

Conclusions and Results

The created software package implements its objectives and optimization scenarios given the limitations set forth in the problem formulation statement. The testing of the optimization model showed improvements in performance relative to the initial schedule by: +163 % in terms of production, -94% in terms of downtime days minimization, and -17% in terms of well commissioning time. At this stage, the number of tasks for which this model is suitable is quite limited. What needs to be done in this regard is generalizing the problem formulation statement and expanding the model functionality. Here are some avenues for further expansion of the model: • Adding functionality for working with input and output data formats; www.rogtecmagazine.com

DRILLING нуждается в обобщении постановки и расширении функциональности. Дальнейшее расширение модели: • Добавление возможности работы с форматами входных и выходных данных. • Обобщение геометрии модели (расстояния между скважинами, группировка по кустам, по кластерам). • Введение рисков работ, стоимости работ. • Введение подготовительных работ и работ по перемещению оборудования. • Уменьшение шага по времени. • Учет падения добычи со временем, учет взаимовлияния скважин. • Введение в схему оптимизации цены на продукцию.

Список литературы

1. У. Кларк. Графики Гантта. Учёт и планирование работы. 5-е издание. — Москва: Техника управления, 1931. 2. Alex J. Ruiz-Torres, Giuseppe Paletta, Eduardo Pe´ rez. Parallel machine scheduling to minimize the makespan with sequence dependent deteriorating effects. Computers & Operations Research 40 (2013) 2051–2061. 3. Klaus Jansena, Monaldo Mastrolilli. Approximation schemes for parallel machine scheduling problems with controllable processing times. Computers & Operations Research 31 (2004) 1565 – 1581 4. Van den Akker J.M., Hoogeveen J.A., van de Velde S.L. Parallel machine scheduling by column generation // Oper. Res.– 1999.– V. 47, N 6.–P. 862 – 872. 5. SCIP: Solving Constraint Integer Programs Tobias Achterberg. Mathematical Programming Computation, Volume 1, Number 1, Pages 1–41, 2009. 6. Constraint Integer Programming: a New Approach to Integrate CP and MIP. Tobias Achterberg, Timo Berthold, Thorsten Koch, Kati Wolter, Integration of AI and OR Techniques in Constraint Programming for Combinatorial Optimization Problems, CPAIOR 2008, LNCS 5015, Pages 6–20, 2008 7. Bland, Robert G. (May 1977). «New finite pivoting rules for the simplex method». Mathematics of Operations Research. 2 (2): 103–107 8. Maros, István (2003). Computational techniques of the simplex method. International Series in Operations Research & Management Science. 61. Boston, MA: Kluwer Academic Publishers. pp. 325 9. Spielman, Daniel; Teng, Shang-Hua (2001). «Smoothed analysis of algorithms: why the simplex algorithm usually takes polynomial time». Proceedings of the Thirty-Third Annual ACM Symposium on Theory of Computing. ACM. pp. 296–305. www.rogtecmagazine.com

• Generalizing the model geometry (distance between wells, grouping into pads, into clusters); • Introducing job-specific risks and costs; • Introducing preparation jobs and equipment handling jobs; • Making the time step smaller; • Accounting for the decline in production over time, accounting for well interference; • Introducing product prices into the optimization scheme.

Bibliography

1. У. Кларк. Графики Гантта. Учёт и планирование работы. 5-е издание. – Москва: Техника управления. – 1931. [W. Clark. Gantt charts. Work accounting and planning. 5th edition. – Moscow: Tekhnika upravleniya. – 1931.] 2. Alex J. Ruiz-Torres, Giuseppe Paletta, Eduardo Pérez. Parallel machine scheduling to minimize the makespan with sequence dependent deteriorating effects. Computers & Operations Research 40 (2013) 2051–2061. 3. Klaus Jansena, Monaldo Mastrolilli. Approximation schemes for parallel machine scheduling problems with controllable processing times. Computers & Operations Research 31 (2004) 1565–1581 4. Van den Akker J.M., Hoogeveen J.A., van de Velde S.L. Parallel machine scheduling by column generation // Oper. Res. – 1999. – V. 47, N 6. – P. 862–872. 5. SCIP: Solving Constraint Integer Programs Tobias Achterberg. Mathematical Programming Computation, Volume 1, Number 1, Pages 1–41, 2009. 6. Constraint Integer Programming: A New Approach to Integrate CP and MIP Tobias Achterberg, Timo Berthold, Thorsten Koch, Kati Wolter, Integration of AI and OR Techniques in Constraint Programming for Combinatorial Optimization Problems, CPAIOR 2008, LNCS 5015, Pages 6–20, 2008 7. Bland, Robert G. (May 1977). “New finite pivoting rules for the simplex method.” Mathematics of Operations Research. 2 (2): 103–107 8. Maros, István (2003). Computational techniques of the simplex method. International Series in Operations Research & Management Science. 61. Boston, MA: Kluwer Academic Publishers. pp. 325 9. Spielman, Daniel; Teng, Shang-Hua (2001). “Smoothed analysis of algorithms: why the simplex algorithm usually takes polynomial time.” Proceedings of the Thirty-Third Annual ACM Symposium on Theory of Computing. ACM. pp. 296–305.

ROGTEC 111

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по эл. почте на info@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro per year.

Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, scan and e-mail to info@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC 55

7-й RDCR Скважинный Инжиниринг 11 Апреля 2019 Отель Балчуг Кемпински, Москва

• Ведущий российский форум для буровых профессионалов • Свыше 250 высококвалифицированных представителей ведущих российских нефтегазовых и буровых компаний • Презентации по технологиям бурения от российских и международных нефтегазовых операторов • Технологически ориентированные дискуссии за круглыми столами

ЗАЯВИТЕ О СВОЕМ УЧАСТИИ УЖЕ СЕЙЧАС!

+34 951 388 667 www.rdcr.ru