ROGTEC Magazine Issue 63

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

63 Добыча на Бажене

Lifting Bazhenov

Оценка запасов:

Нефтяные гринфилды

Ресурсный потенциал доюрского

комплекса отложений

Западной Сибири

Licenses:

Greenfield Evaluation

Resource Potential Of

Wester Siberia

Газпром ВНИИГАЗ:

Определение

газоконденсатных

характеристик

VNIIGAZ:

Gas Condensate Field

Characteristics

HYDRAULIC POWER TONGS

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных

и обсадных труб.

5½БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ

5½ HS VS

5½ HS UHT-35

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. Предлагается вниманию полный

модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от

2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом

до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных

условий на суше и на море.

В чем ваша основная проблема с трубным соединением?

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Explorer II - Компьютеризированная система

контроля и регистрации крутящего момента и

скорости вращения

Разнообразные типы

вкладышей для

каждого применения

4 ROGTEC CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU

www.rogtecmagazine.com

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от

дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS VS:

• Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм)

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты

вращения и крутящего момента)

• Гибкий выбор значений крутящего момента

и скорости вращения при использовании

гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift

в сочетании с механической двухскоростной

передачей, 4 диапазона крутящего момента и 4

диапазона скорости вращения.

• Быстрая смена скользящих головок

• Работает с бурильными трубами

• Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS UHT-35:

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453,6 Нм)

• Двухскоростная механическая передача.

• Быстрая смена скользящих головок.

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы.

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Безопасность прежде всего –

Работайте безопасно

Стандартные и опциональные особенности:

• Ограждение блока клапанов управления -

Неподвижно закрепленная защитная рамка для

предотвращения повреждения или случайного

нажатия рукояток.

• Система отвода головок - автоматически отводит

шарнирные головки до их позиции готовности после

завершения операций закрепления/раскрепления

соединений. Стандартная функция для ключей со

скользящими головками.

• Блокировка дверцы - предотвращает случайное

срабатывание ключа при открытой дверце.

• Гидравлические цилиндры механизма привода

дверцы - Исключают персонал в передней части

ключа для ручного открытия и закрытия дверцы.

• Предохранительное ограждение дверцы для

защиты пальцев - резиновый кожух сокращает зоны

защемления при ручном управлении дверцей ключа.

• Предохранительный кожух пружины – Для

сокращения мест защемления персонала, гильзы

устанавливаются поверх пружин стопора.

• Ручки позиционирования ключа – обеспечивают

защиту рук оператора при перемещении ключа, когда

он подводит ключ к трубам и отводит его от них.

• Стропы позиционирования ключа – промышленно

прочные ленточные ремни с обрезиненной

поверхностью захвата для подвода и отвода ключа от

трубного соединения.

• Наклейки безопасности – обозначение

потенциальных опасностей при эксплуатации

оборудования.

• Цветовая схема повышенной безопасности

(цветовая маркировка опасных зон) – наглядная

заводская цветовая маркировка для визуального

восприятия персоналом сведений о наилучших

способах эксплуатации.

Гидравлические станции дизельные и электрические

ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM

Редакционная Коллегия Editorial:

Шеф-редактор

Editorial Director

Daniel Stevenson

info@rogtecmagazine.com

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.

Отдел рекламы Sales:

Директор по продажам

Sales Director

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 подписки: Пожалуйста, сообщите нам о любых

изменениях вашего адреса подписки на печатную копию ROGTEC,

написав на info@rogtecmagazine.com

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to:


СПЕКТРУСЛУГ

ГНС является нефтесервисной компанией

Специализируется на инжиниринге и реализации

проектов в следующих направлениях:

Бурениенадепрессииисуправляемымдавлением

Трубопроводныйсервисипредпуско-наладочныеработы

Высокотехнологичноезаканчиваниескважин

Освоение/испытаниескважин

Обслуживаниеиарендабуровогооборудования

6

ROGTEC


ИНК-СЕРВИС И BENTEC ВЫБРАЛИ

ОБОРУДОВАНИЕ DERRICK ® ДЛЯ НОВЫХ

ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ БУРОВЫХ

УСТАНОВОК В РОССИИ

Bentec, всемирно известный производитель буровых установок,

заключил договор на поставку оборудования очистки бурового

раствора с ООО «СТЕП Ойлтулз», эксклюзивным дистрибьютером

компании Derrick ® в России. Контракт - часть масштабного проекта

по строительству новых буровых установок для ООО «ИНК-

Сервис». Для своих высокотехнологичных буровых установок

Bentec (320 тонн) буровая компания выбрала новые модели

выбросит Hyperpool ® и центрифуги DE-7200.

ООО “СТЕП Ойлтулз» ведёт в России полное сопровождение

поставок и имеет склады запасных частей для оборудования

Derrick, а так же опытный, квалифицированный персонал для

предоставления послепродажного сервиса.

Наведите камеру мобильного телефона

на QR-код что бы узнать больше.

(не требует приложений)

Вибросито Derrick Hyperpool

Центрифуга Derrick DE-7200 VFD

www.Derrick.com

Эксклюзивный дистрибьютер компании

Derrick Российская Федерация,

г. Москва, 115025,

Садовническая ул. 14, стр.2

Тел. +7(495) 258 07 77

Email: info.ru@stepoiltools.com

www.stepoiltools.ru

Содержание

Contents

Освоение ресурсного потенциала доюрского

комплекса отложений Западной Сибири

12

Exploring the Resource Potential of the Pre-Jurassic

Sedimentary Complex in the West Siberia

Оценка нефтяных гринфилдов: как снизить риски

инвестора еще на старте?

28

Greenfield Valuation: How to Reduce Initial

Investor Risks?

Мировой опыт добычи сланцевой нефти

и возможности для Бажена и российских

производителей оборудования

48

International Experience of Shale Oil Production:

Implications for the Bazhenov Formation and Russian

Equipment Manufacturers

Газпром ВНИИГАЗ: Особенности определения

газоконденсатных характеристик при освоении

глубокозалегающих месторождений с большой

продуктивной толщей

66

Gazprom VNIIGAZ: Specifics of Determination of Gas

Condensate Characteristics in the Development of

Deep-Seated Fields with Highly Productive Strata

12

28

48

66

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

СИСТЕМА СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН VOLANT ®

• СПУСК ОБСАДНЫХ КОЛОНН

• БУРЕНИЕ НА ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

Продукция компании Volant поможет Вам обеспечить безопасность и эффективность

работ при строительстве скважин. Полностью механические инструменты компании

Volant, основанные на запатентованной технологии клинового захвата под действием

крутящего момента (TAWG), применяются в отрасли с 2005 г. За это время они

продемонстрировали высочайший уровень безопасности, эффективности,

надежности и экономичности при выполнении работ по спуску ОК и хвостовиков, а

также работ по бурению и принудительному спуску ОК с вращением с применением

буровых разбуриваемых башмаков. Система спуска ОК может применяться при

работе как с трубами большого диаметра при спусках направлений и кондукторов, так и

при спуске длинных и тяжелых обсадных колонн в самые сложные и глубокие скважины.

Система спуска обсадных колонн с внутренним (CRTi ® ) и наружным (CRTe ® ) захватом

позволяют бурильщику в полном объеме контролировать процесс спуска ОК.

Использование этих инструментов позволяет значительно сократить численность

персонала и количество оборудования на буровой площадке. Инструмент легко и

быстро монтируется на верхний привод. Эксплуатация инструмента осуществляется

интуитивно – после разгрузки CRT на муфту трубы необходимо выполнить поворот

СВП по часовой стрелке, для активации и в обратном направлении для деактивации.

При этом используются только органы управления верхнего привода – нет необходимости

в применении дополнительных панелей управления, привлечении операторов или

подключении силовой станции. Этот универсальный инструмент позволяет бурильщику

производить свинчивание и развинчивание соединений, сохраняя при этом необходимую

функциональность для расхаживания, циркуляции, долива, а также вращения

обсадных колонн и хвостовиков. Кроме того, через CRT может проходить цементный

раствор, что обеспечивает возможность плавного перехода к началу операций по

цементированию после завершения спуска ОК.

Модификация ActiveSET упрощает использование стандартного инструмента CRTi,

обеспечивая активацию инструмента посредством одной операции и устраняя

необходимость вращении СВП при разгрузке бампера CRTi на муфту ОК, что

позволяет незамедлительно приступить к свинчиванию обсадной колонны.

Официальный торговый

представитель в Росси и СНГ

ООО «Интера»

mail@interagroup.org

www.interagroup.org

Volant

sales@volantproducts.ca

www.volantproducts.ca

Колонка шеф-редактора

По мере того, как мы приближаемся к заключительным

неделям 2020 года, я уверен, что многие из нас с

нетерпением ждут, что этот год, наконец, останется

позади.

2020 год был унизительным для человечества и

трудным годом для семей и предприятий по всему миру.

Непредвиденная пандемия Covid-19 привела близких

к разлуке, принесла горе многим людям и вынудила

малый, средний и крупный бизнес работать на пределе

своих возможностей.

Пандемия однозначно сказалась на операционной

деятельности в нефтегазовом секторе: ограничения

на поездки, низкие цены на нефть, снижение спроса,

сокращение производства, а также потеря рабочих

мест. Но меня просто поражает, насколько устойчивым

и адаптируемым является нефтегазовый сектор. Я

должен поздравить всех нефтегазовых операторов,

буровых подрядчиков и сервисные компании, которые

реализовали запланированные карантинные меры,

а также организовали грамотную ротацию полевых

бригад, чтобы основные работники могли выполнять

свою работу и помогать поддерживать производство.

2021 год принесет новые проблемы, некоторые

из которых останутся с 2020 года, но, я надеюсь,

пандемия и связанные с ней ограничения начнут

ослабевать.

В TMG Worldwide нам пришлось адаптироваться к

глобальной ситуации, и, впервые в нашей истории,

мы объединили ежегодные мероприятия RDCR и KDR,

чтобы провести 4 Декабря наш первый виртуальный

форум RDCR & KDR по Скважинному Инжинирингу.

На мероприятии было представлено 45 презентаций

высокого уровня от ведущих нефтегазовых и сервисных

компаний региона, и 590 делегатов «авторизовались»

и приняли участие в 4 технологических залах и в

виртуальной выставке.

Мероприятие, в целом, получило положительные

отзывы, но мы должны извиниться перед участниками,

которые столкнулись с некоторыми техническими

проблемами в тот день. Хороший друг и давний спонсор

форума сказал нам: «Первый блин — комом», и мы

будем использовать этот опыт, чтобы обеспечить

более плавное проведение любого будущего онлайнмероприятия.

Я надеюсь, что мы сможем оставить

виртуальные события позади и вернуться к проведению

физических мероприятий. Если повезет, то я буду рад

лично приветствовать вас на наших мероприятиях в

следующем году.

Мы хотим поблагодарить всех партнеров, спонсоров и

делегатов за постоянную поддержку, которая позволяет

нам проводить крупнейшие в регионе встречи

профессионалов по бурению и добыче. Без вашей

поддержки мы не могли бы заниматься организацией

подобных мероприятий.

Переходя к этому выпуску журнала ROGTEC, мы

публикуем серию статей, посвященных вопросам

правильной оценки запасов, от выбора цели до

быстрого принятия решений по перспективам развития.

Надеюсь, вам понравится этот выпуск, и, как всегда,

буду рад вашей обратной связи.

Я также хочу воспользоваться возможностью, чтобы

поблагодарить всех наших рекламодателей, которые

поддерживали ROGTEC в течение 2020 года и помогли

журналу сохранить свои позиции в качестве ведущего

регионального издания в области разведки и добычи.

Хочу пожелать всем нашим читателям, их семьям и

друзьям хорошего настроения в праздничный период,

а также здоровья, богатства, счастья и избавления от

Covid в 2021 году и в будущем. Веселого Нового Года и

Счастливого Рождества!

Дэниел Стивенсон

Шеф-редактор


10 ROGTEC



ROGTEC

11

EDITORSNOTES

Editors Notes

Dear Readers,

As we head into the final weeks of 2020, I am sure many of

us will be looking forward to putting this year firmly behind us.

2020 has been a humbling year for humanity and a

challenging year for families and businesses across the

globe. This unforeseen Covid-19 pandemic has separated

loved ones, brought grief to so many and has forced small,

medium, and large business to their limits and beyond.

The oil and gas sector like many others have taken a

significant operating impact, affected by travel restrictions,

low oil prices, lower demand, production cuts as well as job

losses. But it simply amazes me to see how resilient and

adaptable the O&G sector is. My congratulations must go out

to all operators, contractors, and services companies, who

implemented their planned policy measures, quarantined crew

rotations to ensure essential workers could do their jobs and

help keep production and operations on track.

2021 will bring a new year, with new challenges - some

challenges will remain from 2020, new ones will surely present

themselves but hopefully the pandemic and associated

restrictions will start to ease.

Here at TMG Worldwide, we have had to adjust to the global

situation and for the first time in our history, we combined

both the RDCR and KDR annual events, to host our first

virtual RDCR & KDR Well Engineering Forum, on the 4th of

December.

The event saw 45 high level presentations from the region’s

leading O&G companies and saw 590 delegates “login” and

participate across the 4 presentation halls and the virtual

exhibition.

The event has generally received positive feedback, but we

must apologize to the participants who faced some technical

problems on the day. A good friend and long-term sponsor

of the event told us, “The first pancake is always lumpy!” We

will use the experience to ensure a smoother experience for

any future on-line event. My hope is that we can put the virtual

events behind us and get back to meeting face to face. With

any luck, I look forward to meeting with you all in person at

some stage next year.

I would like to thank all event sponsors, partners, and

delegates whose continued support ensures we can host the

markets largest annual gathering for the region’s drilling and

production sector. Without your support there is no event.

Moving onto this issue of ROGTEC Magazine, we have

a series of articles looking at licensing issues, from target

selection to fast tracking decision making on development

prospects. I hope you enjoy the issue, and as always, I

welcome your feedback.

I would also like to take this opportunity to thank all our

advertising companies who supported ROGTEC throughout

2020 and help ROGTEC Magazine maintain its position as the

region´s leading upstream magazine.

I wish all our readers, their families, and friends, the very best

for the festive period. Have a Happy New Year celebration

and a very Merry Christmas and I wish all of you all the

health, wealth, happiness, and to be Covid free, in 2021 and

beyond.

Daniel Stevenson

Editorial Director


12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Bentec, один из ведущих мировых производителей

бурового оборудования, поставляет со своего

склада в г. Тюмени буровые установки и

высокотехнологичное оборудование для нужд

бурового сервиса Российской Федерации.

СВП

Новая система верхнего привода TD-200-HT компании Bentec

предназначена для применения в составе мобильных буровых

установок с грузоподъемностью от 140 тон и выше. СВП

спроектирована для суровых условий эксплуатации и для

ускорения бурения скважин.

Особенности TD-200-HT

• Уникальные характеристики крутящего момента

• Лучшее в своем классе соотношение “мощность / размер верхнего привода”

• Интегрированная система противовеса

• Трубный манипулятор с возможностью полного вращения

• Проверенные в полевых условиях все функции верхнего привода Bentec

• Требуется напряжение меньшее чем для аналогичных СВП на рынке

• Системы optiTORQUE и optiSLIDE для повышения эффективности бурения

ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс»

2-ой км. Старого Тобольского Тракта, 8 a

625019 Тюмень, Россия

Тел.: +7 3452 6839 00

Горячая линия техподдержки: +7 922 007 6554

E-mail: tyumen@bentec.com

РАЗВЕДКА

Евгений Попов - исполнительный директор (ООО «Недра-Консалт»)

Юрий Стовбун - заместитель главного геолога (ООО «Недра-Консалт»)

Анастасия Русских - начальник Отдела гидродинамического моделирования (ООО

«Недра-Консалт»)

Evgeny Popov - Executive Director (Nedra-Consult LLC)

Yuri Stovbun - Deputy Chief Geologist (Nedra-Consult LLC)

Anastasia Russkih - Head of the Hydrodynamic Modeling Department (Nedra-Consult LLC)

К вопросу освоения ресурсного потенциала доюрского

комплекса отложений Западной Сибири

(Часть 1 – геология доюрского комплекса)

Exploring the Resource Potential of the Pre-Jurassic

Sedimentary Complex in the West Siberia

(Part 1 - Geology of the Pre-Jurassic Complex)

Геология доюрского комплекса

Распространенность в мире месторождений

в породах фундамента платформенных

областей

По мере роста изученности и уменьшения приростов

запасов в юрско-меловом комплексе Севера

Западной Сибири все большее внимание геологов

привлекает изучение перспектив нефтегазоносности

доюрского комплекса пород. В литературе

приведены многочисленные примеры промышленной

нефтеносности нетрадиционных объектов в

трещиноватых гранитоидных, а так же карбонатных

коллекторах фундамента платформенных областей

[1,2,6,7,8].

Всего в породах фундамента в мире открыто

около 500 месторождений углеводородов.

Первые промышленные притоки нефти и газа из

трещиноватых гранитов получены в 1918 году

Geology of the Pre-Jurassic Complex

The Global Abundance of the Fields Associated

with Platform Basement Rocks

As the level of knowledge about deposits in the Jurassic-

Cretaceous depositary complex in the Northwestern

Siberia grows, while the addition of reserves declines,

geologists turn more of their attention to the exploration

of potential oil and gas bearing capacity in the Pre-

Jurassic sedimentary complex. Various publications

provide a wide range of examples of commercial

petroleum bearing capacity of non-conventional targets

in fractured granitoid and carbonate reservoirs of the

basement rocks of platform regions. [1,2,6,7,8].

In total, an estimated 500 hydrocarbon fields have

been discovered in the basement rocks to date. The

first commercial inflow of oil and gas from the fractured

granites were obtained in the Panhandle-Hugoton field

(USA) in 1918. Later on, more deposits were discovered

14

ROGTEC


EXPLORATION

на месторождении Пэнхъендл-Хьюготон (США).

Далее последовали открытия в Венесуэле, где

на месторождении Ла-Пас залежь нефти была

открыта в разуплотненных метаморфических

породах и гранитах, в Канаде (Пис-Ривер), Ливии

(Ауджила-Наруфа), Египте (Рамадан) и др. Интерес к

перспективам фундамента заметно активизировался

после открытия в 1988 году нефтяного

месторождения Белый Тигр, на котором залежи

приурочены к гранитам мезозойского фундамента

на морском шельфе Вьетнама.

Важным фактором, вызывающим дополнительный

интерес к перспективам пород фундамента,

является феномен естественного восполнения

запасов на разрабатываемых месторождениях за

счет подтока «новой нефти» из кристаллического

фундамента по тектоническим разломам. Этот

эффект был зафиксирован в 90-х годах прошлого

века на истощенных месторождениях Чечни,

находящихся до этого в эксплуатации 50 и более

лет. Здесь было отмечено явление восстановления

нефтяных дебитов в полностью обводненных, ранее

простаивающих долгое время скважинах. Вначале

это связывали с недооцененностью извлекаемых

запасов, либо с миграцией остаточной нефти,

вследствие воздействия сил гравитации. Однако, к

началу 2000-х годов явление восполнения запасов

углеводородов (УВ) в эксплуатируемых залежах

было отмечено практически во всех «старых»

нефтегазоносных провинциях (Волго-Уральской,

Северо-Кавказской и др.), где месторождения

эксплуатировались, начиная с 40-50-х и более

ранних годов. Современными исследованиями

установлено, что под нефтяными месторождениями,

как правило, имеются нефтепроводящие каналы,

за счет которых они образовались. В процессе

разработки месторождений эти каналы могут

активизироваться и пополнять ловушки новыми

порциями углеводородных флюидов. Было

доказано (Муслимов Р.Х. и др., 2018 г.) [5,9], что

определяющую роль в постоянной «подпитке»

нефтяных месторождений осадочного чехла играет

кристаллический фундамент, обеспечивая транзит

УВ из недр Земли через секущие его разломы в

ловушки различного типа. Отмечено. что процессы

подпитки характерны, в первую очередь, для

крупных разрабатываемых месторождений, а

на супергигантах зоны подпитки можно считать

десятками. На мелких и средних месторождениях

значимость этих процессов существенно ниже [9].

Значительно более оптимистично судить о

возможности генерации нефти палеозойскими

образованиями позволили материалы бурения

сверхглубоких скважин Тюменской СГ-6 и Енin

Venezuela, where oil occurrences were found in

uncompacted metamorphic rocks and granites of the La

Paz oil field, in Canada (Peace River), in Libya (Nafoora-

Augila), in Egypt (Ramadan) and some other places.

More intense interest to the prospects of basement

rocks was aroused after the White Tiger oil field was

discovered offshore of Vietnam in 1988, whose deposits

were associated with granites of the Mesozoic basement.

The phenomenon of the natural reserves being replaced

at developed fields, due to the inflow of “fresh oil” from

tectonic faults of the crystalline basement, has become

an important factor of additional interest to the prospect

of basement rocks. This effect was recorded in the ‘90s

of the past century in the depleted fields of the Chechnya

that had been developed for over 50 years. The effect

of the flow rates recovered in completely water-cut and

long-term idle wells was noticed here. At first, this was

explained either with underestimation of recoverable

reserves, or with migration of residual oil, caused by

the action of gravity. However, by early 2000s, this

phenomenon of the hydrocarbon (HC) reserves replaced

in operated deposits was largely noticed at all of the “old”

petroleum provinces (the Volga-Ural petroleum province,

the North Caucasus petroleum province, etc), where fields

were operated from the 1940s-1950s onwards, and some

even earlier. The modern research established the facts

that oil fields, as a rule there exist oil-conducting channels

under oil fields, due to which the latter were formed. In the

course of field development, these channels may become

active and replenish those traps with new portions of

hydrocarbon fluids. It was proved (R.Muslimov and others,

2018) [5,9] that the essential role in the permanent “feeding”

of sedimentary cover oil fields is played with the crystalline

basement which provides the transition of HC from the

subsurface along its transcurrent faults into any sort of

traps. It was noted that the feeding processes are typical

for, first of all, major developed fields, and super giant fields

may count tens of such feeding zones. The significance of

such processes is considerably lower at small and mediumsize

fields [9].

The materials of drilling the superdeep Tyumenskaya

SG-6 and Yen-Yakhinskaya SG-7 wells made it possible

to more optimistically reason the possibility of oil

generation in Paleozoic formations. The examination of

core samples, selected from the Paleozoic deposits,

revealed the presence of oil-and-gas source rocks which

were referred by researchers to be highly productive oiland-gas

thicknesses. The conducted research revealed

an intensive migration of hydrocarbon fluids across

the entire area of a well column, including the effusive

complex of Paleozoic rocks [11].

Taking into account all of the above-mentioned facts, it

becomes evident that, with the availability of traps in the


ROGTEC

15

РАЗВЕДКА

Схема природного резервуара в фундаменте месторождения Белый Тигр

The sketch map of the natural reservoir in the basement of the White Tiger field

1 – кристаллические породы фундамента; 2- разломы фундамента; 3 – нефтенасыщения природного резервуара;

4 – приразломные зоны повышенной нефтенасыщенности; 5 – зона твердых нафтидов; 6 – направление водонефтеносного

миграционного потока

1 – crystalline basement rocks; 2 – basement faults; 3 – oil saturation of the natural reservoir; 4 – fault zone; 5 – zone of hard

naftides; 6 – water/oil migration flow direction

Рис. 1: Схема природного резервуара месторождения Белый Тигр (ВНИГНИ с добавлениями авторов)

Fig.1: The sketch map of the White Tiger field’s natural reservoir (All-Russian Geological Development and Research Institute, with additions by

the authors)

Яхинской СГ-7. Исследования образцов керна,

отобранных из палеозойских отложений, показали

наличие в них нефтегазоматеринских пород, которые

отнесены исследователями к высокопродуктивным

нефтегазопродуктивным толщам. Проведенными

исследованиями установлена так же интенсивная

миграция углеводородных флюидов по всему

разрезу скважины, включая эффузивный комплекс

палеозойских пород [11].

С учетом названных фактов является очевидным,

что при наличии в фундаменте или коре выветривания

ловушек с трещинными или иными коллекторами, они

будут в первую очередь заполняться углеводородами

путем их вертикальной миграции по разломам,

секущим кристаллический фундамент и латеральной

миграции из примыкающих пород осадочного чехла.

В качестве иллюстрации сказанному здесь

приведен геологический разрез по месторождению

Белый Тигр (Рис.1), а также распределение пород

фундамента с различными свойствами (Рис.2).

Таким образом, достаточно крупные промышленные

залежи нефти и газа в магматических и

метаморфических породах фундамента открыты

практически на всех континентах и в акватории

fractured or other type reservoirs, they would first of all

be filled with hydrocarbons by way of their migration along

the crystalline basement transcurrent faults, and by lateral

migration from the adjacent sedimentary sheath rocks.

To illustrate the above said, we present a geologic crosssection

of the White Tiger field here (Fig.1), as well as the

spread of the basement rocks with various properties

(Fig.2).

Thus, significantly major commercial deposits of oil and

gas in the magmatic and metamorphic basement rocks

have been largely discovered in all of the continents and

in the offshore areas of the World Ocean, and they are

associated with deep-seated faults providing, as multiple

geological field data shows, the vertical HC migration.

However, in spite of the discovery of significantly major

fields, the searches for the basement HC deposits have

been conducted in limited scopes. It is conditioned

by the geological complexity and insufficient level of

knowledge of the target. For instance, the nature of

sorptive capacity of the basement rocks and their

permeability is not yet completely clear, there is as

of yet no available methodology of determining a

reservoir quality, and there are many problems related

to substantiation of technology for their optimal

development.

16

ROGTEC



EXPLORATION

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных

и обсадных труб.

5½БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ

5½ HS VS

5½ HS UHT-35

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. Предлагается вниманию полный

модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от

2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом

до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных

условий на суше и на море.

В чем ваша основная проблема с трубным соединением?

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Explorer II - Компьютеризированная система

контроля и регистрации крутящего момента и

скорости вращения

Разнообразные типы

вкладышей для

каждого применения


CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU

ROGTEC 17

РАЗВЕДКА

Мирового океана и связаны

они с глубинными разломами,

обеспечивающими, как

показывают геологопромысловые

данные по

многим месторождениям,

вертикальную миграцию УВ.

Однако, несмотря на

открытие достаточно

крупных месторождений,

целенаправленные поиски

залежей УВ в фундаменте

ведутся в ограниченных

объемах. Обусловлено

это геологической

сложностью и недостаточной

изученностью объекта. Так

не ясна до конца природа

емкости и проницаемости

пород фундамента, нет

общепризнанной методики

выделения коллекторов,

много проблем с

обоснованием технологии их

оптимальной разработки.

№ скважин Well #

Плотные разности пород фундамента

Basement rock compact varieties

Условные обозначения - Legend

Разуплотненные породы фундамента с редкими

притоками нефти

Uncompacted basement rock with rare oil inflows

Преобразованные породы фундамента с редкими притоками нефти

Reworked basement rocks with rare oil inflows

Поверхность фундамента

Basement surface

Осадочные породы

Sedimentary rocks

В последние годы все

больше исследователей

отходит от концепции

полного отрицания

нефтегазоперспективности пород фундамента, ввиду

высокой степени преобразования кристаллических,

магматических и метаморфических пород. Как

отмечает Э.Ю.Халимов [1], cовременная концепция

тектоники литосферных плит, достижения

теории геодинамики деформаций горных пород

позволяют рассматривать породы фундамента как

нетрадиционный вид пород-коллекторов, с которыми

может быть связан огромный углеводородный

потенциал.

Распространение месторождений нефти и

газа в доюрском комплексе Западной Сибири

Рассмотрим далее перспективы пород доюрского

комплекса Западно-Сибирского бассейна,

включающего кроме палеозойских образований

так же породы триаса и коры выветривания,

представляющего собой, на наш взгляд, единую

гидродинамическую систему.

За время геологического изучения в Западной

Сибири (в пределах УрФО) в доюрском комплексе

уже выявлено более 90 залежей на более чем 30

месторождениях с геологическими запасами нефти

около 200 млн.т, накопленная добыча составляет

около 15 млн.т.

Рис. 2: Схема распределения пород фундамента месторождения Белый Тигр (Дмитриевский

А.Н., 2011г.)

Pic 2: The sketch map of the distribution of basement rocks of the White Tiger field (A.N.Dmitrievsky, 2011)

Over the last years, more researchers have been giving

up the concept of full negation of the potential oil and gas

bearing capacity of basement rocks due to high degree of

transformations taking place in the crystalline, magmatic

and metamorphic rock. As E.Yu.Khalimov notes [1], the

modern lithosphere plate tectonics concept, the subsurface

rock deformation dynamics make it possible to consider

the basement rocks as non-conventional type of container

rocks which may promise a great hydrocarbon potential.

Distribution of the HC Deposits in the Pre-

Jurassic Complex of Rocks in West Siberia

Let’s consider the prospects of the Pre-Jurassic complex

of the West Siberian Basin, including, aside from the

Paleozoic formation, the Triassic rocks and the crust

of weathering, which, to our mind, represent a unified

hydrodynamic system.

For that time as geologic surveys were conducted in the

West Siberia (within the boundaries of the Urals Federal

District), over 90 deposits of more than 30 fields have

been discovered in the Pre-Jurassic complex, with oil inplace

reserves amounting to 200 MMT, with the cumulative

production making up to 15 MMT.

The productive and perspective traps discovered in the

scope of the Pre-Jurassic complex of the West Siberia are

18 ROGTEC


EXPLORATION

ALWAYS

FINISHING

FIRST

Engineer Designed.

Company Man Approved.

PEN-O-TRATOR ®

Industry’s Leading

Casing Reaming Shoe

Centralizers and Casing Accessories

varel.com


ROGTEC

19

РАЗВЕДКА

Выявленные в объеме доюрского комплекса

Западной Сибири продуктивные и перспективные

ловушки разделяются на три типа объектов.

Первый тип - локальные поднятия в области

развития осадочных отложений триаса, некоторые

исследователи интерпретируют их как базальные

горизонты нижней юры. Второй тип - структурностратиграфические

ловушки в зонах выклинивания

триасовых толщ на выступах фундамента. Третий

– ловушки в эрозионно-тектонических выступах

фундамента (коры выветривания). Этот тип наиболее

перспективен на открытие промышленных скоплений

углеводородного сырья, так как ассоциируется с

приподнятыми блоками фундамента, ловушки имеют

гидродинамическую связь с горизонтами триасового

и нижнеюрского комплексов.

Изучение вопроса формирования залежей в

дезинтегрированных породах домезозойского

основания сегодня является актуальной задачей,

так как залежи подобного типа являются, по сути,

единственным резервом локализации большого

объема запасов в районах с высокой степенью

геологической изученности.

Залежи УВ в доюрском комплексе пород выявлены

практически по всей территории Западно-Сибирской

провинции (Рис.3).

Так, в Березовском районе, в зоне прилегания

карбонатных песчаников газоносной вогулкинской

свиты верхней юры к дезинтегрированным породам

по гранитам и гранито-гнейсам сформировались

залежи газа.

В Шаимском районе, также в зонах

прилегания нефтеносной вогулкинской свиты к

дезинтегрированным метаморфическим и интрузивным

породам, сформировались залежи нефти.

На территории Томской области в дезинтегрированных

карбонатных породах среднего палеозоя в зонах

прилегания нефтеносных отложений нижней юры

открыты промышленные залежи нефти, в том числе и

крупные (Калиновое, Арчинское, Урманское, Речное,

Останинское, Северо-Останинское и др.). Открыта

залежь нефти в серпентинизированных ультрабазитах

на Фестивальной площади.

В Широтном Приобье открыты залежи нефти в

зоне дезинтеграции карбонатных пород на Северо-

Варъеганской площади и в зоне выщелачивания

эффузивных пород триаса - на Рогожниковской

площади.

На полуострове Ямал открыто крупное газоконденсатное

месторождение в зоне выщелачивания карбонатных

пород на Новопортовской площади.

Рис. 3: Распространение залежей УВ в доюрском комплексе

пород Западной Сибири

Pic 3: Spread of the HC deposits in the Pre-Jurassic complex of rocks

in West Siberia

divided into three types of targets. The first type includes

the local elevations in the area of sedimentary deposits

developing in the Triassic layer; some researchers interpret

them as the basal levels of the Lower Jurassic period.

The second type includes the structural and stratigraphic

traps in the areas where Triassic thicknesses feather onto

the basement highs. The third type is featured with traps

located in the erosion and tectonic highs of the basement

(the crust of weathering). This one is most perspective for

discovery of commercial accumulations of hydrocarbon

raw materials, as it is associated with the elevated blocks of

basement, with the traps having hydrodynamic association

with the horizons of Triassic and Lower Jurassic complexes.

The study of the issue of the deposits formed in the

disintegrated rocks of the pre-Mesozoic basement is an actual

task for today, as the deposits of this kind are, in essence, the

only reserve for localization of large volumes of reserves in the

areas with a high degree of geological exploration.

The HC deposits of the Pre-Jurassic complex of rocks

have been largely discovered across the whole area of

the West Siberian province (Fig.3).

20

ROGTEC


EXPLORATION

Исследования кор выветривая (зон дезинтеграции)

по различным типам пород показали, что основными

факторами их образования являются химические и

физические процессы. Они приводят к образованию

каверн, трещин, порового пространства, т.е.

происходит процесс разложения первичной

структуры пород и их выщелачивание.

Породы домезозойского основания в

предмезозойские эпохи подверглись

продолжительным по времени процессам

гипергенеза. В значительной мере на формирование

типа коллектора оказали влияние также глубинные

тектонические процессы, приводившие как к сжатию

порового пространства, так и к его увеличению.

По различным породам домезозойского основания

по материалам керна наблюдается формирование

по интрузивным и эффузивным породам кислого

состава порового и трещинного коллектора,

обусловленного выщелачиванием полевых шпатов

и других минералов. По карбонатным породам

развивается интенсивное карстообразование и

развитие каверн, трещин, а также заполнение

карста кремнистой брекчией. По основным

миндалекаменным эффузивам (базальтам)

наблюдаются процессы как гидротермального

замещения их карбонатным материалом, так и

выщелачивания миндалин, что приводит к созданию

каркасного порового коллектора [1].

Анализ геологического строения открытых залежей

позволяет сделать следующие выводы: залежи

формируются в эрозионно-тектонических выступах;

коллектором являются дезинтегрированные

породы домезозойского основания; тип залежей

стратиграфический; залежи экранируются

толщами из аргиллитов и алевролитов юрского

возраста, которые с угловым и стратиграфическим

несогласием залегают на породах-коллекторах

эрозионно-тектонических выступов; залежи в

эрозионно-тектонических выступах формируются в

зонах прилегания перспективных на углеводороды

отложений юры; открытые скопления углеводородов

в эрозионно-тектонических выступах расположены

в пределах распространения юрских отложений,

перспективных на нефть и газ.

Отметим, что большинство залежей выявлено в

корах выветривания верхней части фундамента.

Эта часть разреза изучена в наибольшей степени,

т.к. поисково-оценочные скважины вскрывают

фундамент, как правило, на первые десятки метров

и испытываются в этом интервале только при

наличии прямых признаков нефтеносности. Ниже

залегающие породы бурением практически не

изучены и судить о их характеристиках можно лишь

по данным сейсморазведки и других геофизических

методов.

For instance, gas deposits were discovered in

Berezovsky district, which were formed in the area of

the adnation of carbonate-rich sandstones of the Upper

Jurassic Vogulkin Suite to the disintegrated rocks of

granites and granite-gneisses.

In the Shaimsky district, in the zones of the adnation of

the Vogulkin Suite to disintegrated metamorphic and

intrusive rocks, oil deposits were formed.

Commercial oil reserves were discovered in the territory

of Tomsk region, in the disintegrated carbonate rocks of

the Middle Paleozoic period, in the areas of adnation of

the Lower Jurassic oil bearing deposits, including major

fields (Kalinovoye, Archinskoye, Urmanskoye, Rechnoye,

Ostankinskoye, Severo-Ostankinskoye and some others).

An oil deposit was also discovered in serpentized

ultrabasites in the Festivalnaya area.

Oil deposits were discovered in the Ob River region,

in the zone of disintegrated carbonate rocks of the

Severo-Varyeganskaya area, and in the bleached

zone with effusive rocks of the Triassic period, in the

Rogozhnikovskaya area.

A major gas condensate field was discovered in the

Yamal Peninsula, in the bleached zone of carbonate

rocks of the Novoportovskaya area.

Exploration of the weathering crust (the disintegration

zones), involving many types of rocks, revealed that the

chemical and physical processes have been the major

factors in determining their formation. They result in the

formation of cavities, fractures, porous space, i.e. the

processes of the primary rock structure destruction and

bleaching both take place there.

The rocks of the Pre-Mesozoic basement underwent the

durative processes of hypergenesis. To a considerable

extent, hypogene tectonic processes took effect on the

formation of this type of reservoir, which lead to both the

compression of porous space and its expansion. As for

the various rocks of the Pre-Mesozoic basement, the

formation of a porous and fractured reservoir by intrusive

and effusive felsic rocks is observed, according to core

sampling, which is predetermined by desalination of

feldspars and some other minerals.

As for carbonate rocks, intensive karstification and

cavern development takes place there, as well as

the filling of sinkholes with cherty breccias. As for

amygdaloidal volcanic rocks (basalts), processes of both

their hydrothermal replacement with carbonate materials,

and desalination of amygdales are observed there, which

results in the creation of a framework porous reservoir [1].

The analysis of the geologic structure of the discovered

deposits makes it possible to draw the following


ROGTEC

21

РАЗВЕДКА

Критерии поиска залежей нефти и газа в

породах фундамента

На основе анализа геологических условий залегания

выявленных в мире залежей нефти в фундаменте,

в том числе и осадочных бассейнах Вьетнама,

выделены следующие поисковые критерии

нефтеносности [7]:

• развитие рифтовых зон в фундаменте;

• блоковое строение фундамента;

• наличие разрывных нарушений и связанных с ними

зон разуплотнения пород фундамента;

• наличие региональных флюидоупоров,

перекрывающих породы фундамента;

• наличие залежей в осадочном чехле, как признак

общей нефтегазоносности территории;

• неотектоническая активность территории

бассейна.

Очевидно, что именно при наличии названных

признаков ловушки, выделяемые по данным

сейсморазведки, будут нефтегазоносны с

наибольшей вероятностью.

Выделение перспективных ловушек в

доюрском комплексе Севера Западной

Сибири по данным сейсморазведки

Далее показаны примеры выделения перспективных

ловушек различных типов в доюрском комплексе

пород на различных площадях юго-восточной части

Пур-Тазовской НГО. Доюрские породы вскрыты

здесь в немногих скважинах.

В скважине Ютырмальская 15 вскрыто 250

м доюрских отложений, они представлены

дислоцированными (углы наклона слоев 60-90º)

терригенно-карбонатными породами нижнего

карбона с прослоями вулканогенных пород

основного состава. В органогенных известняках

встречается углефицированный битум. В скважине

Северо-Толькинская 304 вскрыты порфировидные

базальты, условно датируемые вендраннепалеозойским

возрастом /Бочкарёв, 1995/.

Здесь по газовому каротажу в коре выветривания

выделен перспективный объект в интервале 3795-

3818 м.

На временных сейсмических разрезах доюрский

сейсмокомплекс (ССК1) в кровле ограничен

ОГ А, характеризующемся резким изменением

динамической выразительности по площади, а

именно - более уверенном ее прослеживании в

зонах относительного погружения рельефа, и

менее уверенном на приподнятых участках, где

ОВ А осложнена разрывами осей синфазности и

интерференцией (Рис.4). Внутри данного комплекса

в погруженных зонах выделяются впадины,

conclusions: the deposits are formed in the erosion of

tectonic highs; disintegrated rocks of the pre-Mesozoic

basement serve as a reservoir; the type of deposits

is stratigraphic; the deposits are screened with the

thicknesses of argillites and aleurolites of Jurassic age

which rest with angular and stratigraphic unconformity on

reservoir rocks of the erosion tectonic highs; the deposits

in the erosion tectonic highs are formed in the area of

adnation of the potentially hydrocarbon-bearing Jurassic

deposits; the discovered accumulations of hydrocarbons in

the erosion tectonic highs are located within the outreach of

the potentially oil-and-gas-bearing Jurassic deposits.

We should note that most of the deposits were

discovered in the weathering crust in the of the top

part of the basement. This part of the section has been

explored more than others, since the prospecting wells,

as a rule penetrate a basement for the first scores of

meters, and then testing goes on within that single

interval, in case the direct signs of oil bearing capacity

exist there. The underlaying rocks were not largely

explored by drilling, and one could talk about their

properties only after their seismic survey data or the

results of other geophysical techniques are obtained.

The Criteria of Prospecting Oil and Gas Deposits

in Basement Rocks

Based on the analysis of the geological settings of the

basement deposits of oil discovered worldwide, including

the sedimentation basins of Vietnam, the following

criteria for prospecting oil bearing capacity have been

singled out [7]:

• development of rift zones in a basement;

• basement block structure;

• presence of faults and the basement rock

decompression zones, associated with them;

• presence of regional fluid seal rocks capping the

basement rocks;

• presence of deposits in sedimentary sheath, as a sign

of general oil and gas bearing capacity of the area;

• neotectonic activity of the basin area.

It is obvious that exactly due to the presence of the

above mentioned signs , the traps, detected according

to the seismic survey data, shall be most likely capable of

oil and gas bearing there.

Potential Petroleum Bearing Traps in the Pre-

Jurassic Complex of the North-Western Siberia,

According to Seismic Survey Data

Hereafter, examples are given with potential petroleum

bearing traps of various types, delineated in the Pre-

Jurassic rock complexes in the various areas of the

South-Eastern part of the Pur-Tazovsky petroleum

bearing region.

22

ROGTEC


EXPLORATION

50 meters of pre-Jurassic deposits were

tapped in the well Yutyrmalskaya # 15;

they are represented with dislocated

(angle of rock sheets varies from 60º to

90º) terrigenous-carbonate rocks of the

Missisippian period with interlayers of

igneous mafic rocks. Corbanaceous pitch

can be found in oranogenic limestones.

Subporphyritic basalts were tapped in

the Severo-Tolkinskaya well # 304 which

have been conventionally dated with

the Vendian-Early Paleozoic period /

Bochkarev, 1995/. A potential petroleum

bearing target was delineated, according

to mud logs, in the interval of 3795 to

3818m, in the weathering crust.

Рис. 4: Волновая картина в доюрском интервале разреза

Pic 4: Wave pattern in the pre-Jurassic cross section interval

Formation of the

lithologically screened

traps

Рис. 5: Волновая картина в доюрском интервале разреза

Pic 5: Wave pattern in the pre-Jurassic cross section interval

которые по типу рисунка сейсмической записи,

вероятно, заполнены слоистыми терригенными

отложениями триасового возраста. Отложения,

заполняющие впадины, на сейсмических разрезах

характеризуются динамически выраженными,

протяженными субгоризонтальными отражениями.

С точки зрения перспектив нефтегазоносности

доюрского комплекса, поисковый интерес могут

представлять эрозионно-тектонические выступы

дезинтегрированных доюрских пород, а также

According to the interim seismic crosssections,

the pre-Jurassic seismic complex

(ССК1) of the top is confined with reflection

horizon “A”, featured with abruptly

changing dynamic expressiveness across

the area, and namely, more vivid traces of

it are in the relatively plunging relief, and

less vivid in the elevated areas where the

reflection wave “A” also involves some

discontinuity of the wave patterns and their

interference (Fig.4). Inside this complex,

bowls stand out within the plunged areas,

which, according to the seismic recording

configuration, are apparently filled with

stratified terrigenous deposits of the

Triassic age. The deposits, with which the

bowls are filled are featured in the seismic

cross-sections with dynamically expressed

continuous subhorizontal reflections. From

the perspective of the potential petroleum

bearing capacity of the pre-Jurassic

complex, the erosion tectonic highs of

disintegrated pre-Jurassic rocks may be

of prospecting interest, as well as the

areas where the Triassic deposits pinch

out towards the basement surface, which

are considered to be possible lithologically

screened leads (Fig.5,6).

Considerable prospecting interest, as

said above, is attracted to the areas

of the disintegrated Jurassic rocks in

the basement highs, which may form large-volume

stratigraphic traps. To delineate and localize them,

dynamic seismic attribute analysis has been applied.

The deposits of the pre-Jurassic complex were poorly

explored by drilling in the considered area; therefore

its potential petroleum bearing capacity can be

evaluated on a qualitative level only. The presumed

potential distribution area of rocks was conventionally


ROGTEC

23

РАЗВЕДКА

зоны выклинивания триасовых

отложений к поверхности фундамента,

рассматриваемые как возможные

литологически экранированные ловушки

(Рис.5,6).

Значительный поисковый интерес,

как отмечалось, представляют зоны

дезинтеграции доюрских пород на

выступах фундамента, которые могут

формировать стратиграфические

ловушки большого объема. Для их

выделения и локализации применен

анализ сейсмических динамических

атрибутов.

Formation of the

lithologically screened

traps

Отложения доюрского комплекса

на рассматриваемой территории

изучены бурением очень слабо,

поэтому его перспективы могут быть

оценены только на качественном

уровне. При совместном анализе

карт динамических атрибутов сейсмической записи

и визуальном анализе временных сейсмических

разрезов условно выделены предполагаемые

Рис. 6: Разрез упругого импеданса

Pic 6: Elastic impedance cross section

delineated with the use of joint analysis of the dynamic

seismic attribute maps and the visual analysis of the

interim seismic cross-sections, which are associated

Предполагаемые зоны

дезинтеграции палеозойских

отложений

Presumed zones of disintegration

of the Paleozoic sedimentations

Рис. 7: Выделение перспективных зон вблизи кровли доюрского основания

Pic 7: Delineated potential petroleum bearing areas near the top of the pre-Jurassic basement

24

ROGTEC


EXPLORATION

области распространения пород, связанные

с зонами дезинтеграции палеозойских

отложений и предположительно обладающие

коллекторскими свойствами.

На временных сейсмических разрезах

корам выветривания соответствуют

зоны интерференции и ухудшения

прослеживаемости ОГ А, на карте

среднеквадратичных амплитуд по ОГ А (окно

расчёта 0/+50 мс) к ним приурочены области

пониженных значений RMS амплитуд (Рис.7).

На полученных картах среднеквадратичных

значений энергии сейсмического сигнала,

рассчитанных по ОГ А в окне 0/+50 мс по

кубам на площадях (Рис.8,9) вышеописанные

перспективные зоны также приурочены

к областям пониженных значений

сейсмического атрибута.

Для оценки перспектив доюрского комплекса

были рассчитаны карты динамических

атрибутов в широких окнах ниже ОГ А.

В результате комплексного анализа

характера волновой картины на

временных сейсмических разрезах и

карты сейсмических атрибутов, в плане

Рис. 8: Карта среднеквадратичных значений энергии по ОГ А,

рассчитанных в окне 0-50 мс

Pic 8: RMS energy map along the reflecting horizon A, calculated in the window

0-50 ms

with the areas of disintegrated Paleozoic

deposits, presumably featured with

reservoir properties.

The interim seismic cross-sections

illustrate that the weathering crusts

correspond to the areas of interference

and lower traceability of the reflecting

horizon A, while the map of RMS

amplitudes shows their correlation with the

low values of RMS amplitudes along the

reflecting horizon A (calculation window

0/+50 ms) (Fig.7) The above mentioned

potential petroleum bearing areas are

also associated with the areas of low

values of the seismic attribute in the

derived RMS maps of the seismic signal

energy, calculated along the reflection

horizon “A”, in the window of 0/50 ms,

by the amplitude volumes.

Рис. 9: Карта среднеквадратичных значений энергии по ОГ А,


Pic 9: RMS energy map along the reflecting horizon A, calculated in the window 0-50 ms

To estimate the potential petroleum

bearing capacity of the pre-Jurassic

complex, maps of dynamic seismic

attributes were designed in a wide

range of windows under the reflection

horizon “A”.

As a result of the integral analysis of

the wave pattern in the interim seismic


ROGTEC

25

РАЗВЕДКА

Карта среднеквадратичных амплитуд по ОГ «А»,


The RMS amplitude map along the “A” reflection horizon,

calculated in the window of 0-300 ms.

Предполагаемые зоны развития

триасовых отложений в доюрском

интервале

Presumed Triassic sedimentation distribution

area in the Pre-Jurassic interval

Рис. 10: Выделение перспективных зон развития триасовых отложений в доюрском интервале

Pic 10: Delineated potential petroleum bearing areas of the Triassic deposits distributed in the pre-Jurassic interval

схематично закартированы зоны распространения

триасовых отложений предположительно

тампейской серии, заполняющих древние впадины

палеозойского фундамента (Рис.10).

Выделенные объекты имеют достаточно крупные

размеры и представляют собой высокоемкие

перспективные ловушки для залежей УВ.

Особенности подсчета запасов УВ в

породах фундамента

Подсчет запасов и ресурсов УВ в

глубокопогруженных породах доюрского возраста

в Западной Сибири существенно затруднен,

в связи с их недостаточной изученностью

и трудностью интерпретации получаемых

результатов. Среди геологов нет единого

мнения в вопросе выделения работающих

коллекторов в эффузивно-терригенных,

магматических и метаморфических породах,

значительно переработанных в процессе их

погружения. Остается дискуссионным сам

вопрос геологического строения и механизма

нефтегазоносности плотных отложений монолитных

толщ. Выше нами была показана возможность

выделения ловушек залежей УВ на основе

cross-sections and the seismic attribute map, the

distribution areas of the Triassic deposits, filling the

ancient bowls of the Paleozoic basement, supposedly

of the Tampeian series, was sketchily mapped (Fig.10).

The delineated targets have a sufficiently large size

and have the form of high-capacity potential petroleum

bearing traps.

Specifics of the Assessment of the HC

Reserves in Basement Rocks

Calculation of the HC reserves and resources in the

West Siberian deep-seated rocks of pre-Jurassic

age is significantly hampered due to their insufficient

exploration maturity and the difficulty in interpretation

of the obtained data. Geologists have no consensus

on the issue of delineation of acting reservoirs in the

effusive terrigenous, magmatic and metamorphic rocks,

considerably reworked in the course of their plunging.

The issue of geological structure and the hydrocarbon

trapping mechanism for bonded deposits of monolithic

thicknesses is still under discussion. Herein above

we showed the possibility of delineating traps of HC

deposits based on the interpreted seismic survey data.

Nevertheless, to estimate the reserves, one should know

the distribution of reservoirs within a trap, the location of

26

ROGTEC


EXPLORATION

интерпретации данных сейсморазведки. Однако,

для подсчета запасов важно знать распределение

коллекторов внутри ловушки, положение границ зон

их полного отсутствия. Повышенная тектоническая

активность на больших глубинах обуславливает

значительную изменчивость строения и свойств породколлекторов

и пород-флюидоупоров. В доюрском

комплексе с глубиной увеличивается плотность пород,

уменьшается их проницаемость, изменяется характер

пустотности, из порового типа она превращается в

трещинно-поровую, трещинно-каверновую [11].

Значительно затрудняет подсчет запасов УВ в породах

доюрского комплекса так же их существенная

разобщенность пластов-резервуаров. Как правило,

они на коротких расстояниях разделены на фрагменты

разломами, зонами отсутствия коллекторов и т.д.,

что отражается в разрывах осей синфазности

на сейсмических разрезах. На большинстве

выявленных залежей в глубокозалегающих породах

фундамента отмечается крайняя неоднородность

строения продуктивных толщ, в частности, хаотичное

распределение пород-коллекторов и плотных

непроницаемых пород, как это показано на примере

месторождения Белый Тигр (Рис.2).

Таким образом, в виду недостаточной изученности,

до сих пор не ясна природа емкости и проницаемости

пород фундамента, не разработаны методы выделения

коллекторов по данным ГИС, нет петрофизической

основы подсчета запасов. В этих условиях, по

нашему мнению, наиболее адекватной является

модель «сложного коллектора», на основе которой

осуществляется подсчет запасов в отложениях

баженовской свиты и абалака. При этом подходе

продуктивной считается только часть толщи пород, в

пределах которой фиксируются зоны трещиноватости

с вторичной емкостью и проницаемостью, из которых

получены притоки нефти. Эти участки разреза,

выделяемые по данным гидродинамического

каротажа, являются проводниками нефти в скважину

и дренируют матрицу, подпитывающую их нефтью.

При отсутствии проницаемых прослоев в разрезе,

породы его слагающие относятся к непродуктивным,

не отдающим нефть. Запасы нефти по таким участкам

разреза не считаются.

При подсчете запасов нефти в породах фундамента

и ее добыче следует иметь ввиду, что объем

начальных геологических запасов может быть не

постоянным. В работах казанского профессора

Р.Х.Муслимова [9] показано, что накопленный

за годы разработки месторождений в «старых»

нефтедобывающих районах огромный фактический

материал однозначно свидетельтствует, что

запасы нефти в залежах в процессе разработки

могут не только убывать, но увеличиваться за

счет постоянной «подпитки» из кристаллического

the boundaries in the areas where they are completely

absent. Higher tectonic activity at great depths

determines considerable changeability of the structure

and properties of the reservoir and fluid seal rocks. Pre-

Jurassic complex is characterized by rock density and

increases with depth, while the permeability decreases,

and the nature of cavitation is changing – from a porous

type it turns into a pore-fractured, fissured-cavernous

cavitation [11].

Calculation of HC reserves in the pre-Jurassic complex

is considerably hindered by a significant separation of

reservoir beds. As a rule, they are divided into fragments

by faults, areas with no reservoirs, etc., which is reflected

in discontinuous wave pattern in the seismic crosssections.

The extreme heterogeneity of productive strata

structure is noted in the bulk of the discovered deposits,

in particular, a chaotic distribution of reservoir rocks and

dense impermeable rocks, as in the case of the White

Tiger field (Fig.2).

Thus, due to insufficient degree of knowledge, the

nature of the sorptive capacity and the permeability of

the basement rocks is not known to date, no reservoir

quality discrimination methods based on logging data

have been developed yet, there is no petrophysical basis

for assessment of the reserves. In these conditions, to

our way of thinking, the model of a “composite reservoir”

appears to be the most adequate model, based on

which the calculation of reserves can be carried out in

the deposits of the Bazhenov and Abalak Suites. Using

this approach, the part of strata is considered to be

productive, within which the zones of jointing having

secondary capacity and permeability were established, from

which oil inflows were obtained. These parts of the cross

section, delineated according to hydrodynamic logging

data, are conductors of oil into a well, and they drain the

matrix feeding it with oil. In the absence of permeable

interlayers in cross section, the rocks, composing it, are

referred to as non-productive, not yielding oil rocks. Oil

reserves are not counted in such parts of cross-section.

When calculating oil reserves in basement rocks and

predicting oil production, one should take into account

that the initial oil in place reserves may vary. It was shown

in the works by Kazan’s professor R.Kh.Muslimov [9] that

the factual material accumulated for all the years while fields

were being developed in the “old” oil producing regions

unambiguously confirms that oil reserves, as the process of

development goes on, may not only decrease but increase

as well, due to continuous “feeding” from the crystalline

basement through tectonic fissures and faults.

Summing up the above, one can state that the degree

of knowledge regarding the deep-seated pre-Jurassic

sedimentary and crystalline formations grows, more

and more facts arise indicative of their high potential oil

and gas bearing capacity. The modern seismic survey


ROGTEC

27

РАЗВЕДКА

фундамента по тектоническим трещинам и

разрывам.

Резюмируя сказанное, можно констатировать, что,

по-мере роста изученности глубокопогруженных

доюрских осадочных и кристаллических

образований, появляется все больше

фактов, свидетельствующих о их высокой

нефтегазоперспективности. Современные

сейсмические методы дают возможность выделения

в этом комплексе пород значительных по

размерам ловушек, перспективных для открытия

промышленных месторождений нефти и газа.

На наш взгляд, в настоящее время имеются все

предпосылки к более широкому ведению поисковооценочных

работ, которые должны подтвердить

прогноз академика А.А.Трофимука о том, что

палеозойская нефть в Западной Сибири явится

«золотой подложкой» ее мезозойских богатств.

ВЫВОДЫ (БЛОК ГЕОЛОГИИ)

1. Месторождения УВ, в том числе и достаточно

крупные, открыты в магматических, метаморфических

и карбонатных породах фундамента практически

на всех континентах Земли и в акватории Мирового

океана.

2. Практически во всех «старых» нефтегазоносных

провинциях установлены факты «подпитки» нефтяных

месторождений через секущие кристаллический

фундамент разломы. В процессе вертикальной

миграции УВ велика вероятность заполнения ловушек

в фундаменте, приуроченных к зонам дезинтеграции

слагающих его пород.

3. Последние достижения геологической науки и

многочисленные факты промышленной нефтеносности

фундамента во всех нефтеносных провинциях мира

позволяют все большему числу исследователей

рассматривать породы фундамента как

нетрадиционный вид коллекторов, с которым может

быть связан огромный углеводородный потенциал.

4. На территории Западной Сибири залежи

нефти в домезозойском основании приурочены

к дезинтегрированным метаморфическим,

интрузивным и карбонатным породам, тип залежей

стратиграфический.

5. На основе анализа геологических условий залегания

залежей нефти в фундаменте, выделены

тектонические и литологические признаки, наличие

которых свидетельствует о высокой вероятности

нефтеносности выявленных ловушек в доюрском

комплексе.

6. Описанные в статье методы интерпретации

сейсмических данных позволяют уверенно картировать

перспективные ловушки различных типов в доюрском

комплексе пород.

methods provide opportunity to delineate, in this rock

complex, traps of considerable size, potentially bearing

oil and gas in commercial volumes. To our mind, there

exist all of the preconditions for a more extensive

prospect-evaluation survey, which must confirm the

prediction made by academician A.A.Trofimuk that

the Paleozoic oil in the West Siberia would become a

“golden tray” for its Mesozoic resources.

CONCLUSIONS ON GEOLOGY

1. HC fields, including major ones, were discovered in

the magmatic, metamorphic and carbonate basement

rocks in practically all of the continents of the Earth,

and in the offshore area of the World Ocean.

2. Facts of oil fields being “fed” through the crystalline

basement’s transcurrent faults have been established

in practically all of the “old” petroleum provinces. As

hydrocarbons vertically migrate, they are most likely to

fill those basement traps that are confined in the areas

of disruption of rocks composing that basement.

3. The latest achievements of in the area of geological

science and multiple facts of the commercial potential oil

bearing capacity in the basements in all of the petroleum

bearing provinces in the world let a growing number of

researchers to consider the basement rocks as nonconventional

type of reservoirs possibly associated with a

great potential hydrocarbon bearing capacity.

4. Oil deposits in the pre-Mesozoic basement of

the West Siberia are associated with disrupted

metamorphic, intrusive and carbonate rocks, the

deposits are of stratigraphic type.

5. Based on the analysis of the geological conditions

of oil deposited in the basement, tectonic and

lithological features were revealed, whose presence

speak for high probability of the potential oil bearing

capacity of the traps, discovered in the pre-Jurassic

complex.

6. The seismic data interpretation methods described

in this article make it possible to confidently map the

leads of various types in the pre-Jurassic complex of

rocks.

7. Due to the insufficient exploration of the filtrationvolumetric

characteristics of basement rocks, the

absence of methods for delineating reservoirs

according to well logging data and petrophysical basis,

the calculation of reserves is advisable to be carried

out with the use of a “composite reservoir”, according

to which separate assessments are performed for the

reserves contained in the oil conducting channels and

in the dense rock matrix drained by them.

REFERENCES

1. Yu.E.Khalimov. Petroleum Potential of Granitoid

Basement Reservoirs. “Negtegazovaya Geologiya”

28

ROGTEC


EXPLORATION

7. Ввиду недостаточной изученности емкостнофильтрационных

свойств пород фундамента,

отсутствия методов выделения коллекторов по данным

ГИС и петрофизической основы, подсчет запасов

целесообразно осуществлять с использованием

модели «сложного коллектора», согласно которой

отдельно оцениваются запасы нефтепроводящих

каналов и дренируемой ими матрицы плотных пород.

ЛИТЕРАТУРА

1. Халимов Ю.Э. Промышленная нефтегазоносность

фундамента в гранитоидных коллекторах.

Нефтегазовая геология. Теория и практика.-№4-2012 г.

2. Гаврилов В.П., Гулев В.Л., Киреев Ф.А.

Гранитоидные коллекторы и нефтегазоносность

южного шельфа Вьетнама – Москва, ООО

«Издательский дом Недра», 2010. – 294 с.

3. Аширов К.Б., Боргест Т.М.. Карев А.Л.

Обоснование причин многократной восполнимости

запасов нефти и газа на разрабатываемых

месторождениях Самарской области. Известия

Самарского научного центра Российской академии

наук, т.2, №1, Геология, геофизика и геохимия, 2000 г.

4.Трофимов В.А. Кардинальное решение вопроса

повышения нефтеотдачи «старых» месторожденийдобыча

нефти непосредственно из нефтепроводящих

каналов. Георесурсы, 4(54). 2013 с. 65-68.

5. Муслимов Р.Х. Плотникова И.Н. Учет процессов

переформирования нефтяных залежей при

длительной эксплуатации и глубинной подпитки

при моделировании разработки нефтяных

месторождений. Материалы конференции

«Георесурсы», 2018.3.- 186-192.

6. Горюнов Е.Ю., Мамедов Р.А., Нгуен

М.Х., Мамедова С.А. Поисковые критерии

нефтегазоносности фундамента Западной Сибири.

Экспозиция нефть и газ. 5(72), 10.2019.

7. Нгуен М.Х., Горюнов Е.Ю. Закономерности

строения месторождений нефти и газа в фундаменте

Кыулонгского бассейна (Вьетнам) // Экспозиция

Нефть Газ.2018. №4. с.18-22.

8. Нгуен М.Х., Горюнов Е.Ю., Трофимов В.А.

Основные признаки нефтеносности фундамента

шельфа южного Вьетнама // Нефтяная

провинция.2017. №3.С.29-47.

9. Муслимов Р.Х. Углубленное изучение

кристаллического фундамента осадочных бассейнов –

веление времени. Георесурсы. 21(4). С.55-62, 2019 г.

10. Сурков В. С., Тригубович Г. М. и др.,

«Разработать геологическую модель домезозойского

основания Западно-Сибирской плиты на базе

комплексной интерпретации материалов бурения,

сейсмических данных и потенциальных полей», ФГУП

(Petroleum Geology). Theory and Practice. #4, 2012.

2. V.P.Gavrilov, V.L.Gulev, F.A.Kireyev Granitoid Reservoirs

and Petroleum Potential of the Southern Vietnam Shelf. –

Moscow, Nedra Publishing House, 2010 – 294 pp.

3. K.B.Ashirov., T.M.Borgest, A.L.Karev.

Rationale for recurrent sustainability of oil and gas

deposits at the fields developed in Samara region.

Bulletin of Samara Research Center under the Russian

Academy of Sciences, vol.2 #1, Geology, geophysics

and geochemistry, 2000.

4. V.A.Trofimov Comprehensive Solution of the Enhanced

Oil Recovery Issue from the «Old» Fields - Oil Production

Directly from the Oil-Bearing Channels. Georesursy

(Georesources) #4(54). 2013, pp.65-68.с. 65-68.

5. R.Kh.Muslimov, I.N.Plotnikova Consideration of the

processes of oil deposit reformation during long-term

operation and deep feeding in modeling the development

of oil fields. Materials of a conference “Georesursy”

(Georesourses), 2018. 3. pp.186-192.

6. E.Yu.Goryunov, R.A.Mamedov, M.H.Nguen,

S.A.Mamedova. Criteria for Prospecting Petroleum

Bearing Potential of Basement in West Siberia. Oil and

Gas Exposition. #5 (72), 10.2019.

7. E.Yu.Goryunov, M.H.Nguyen THE MAIN FEATURES

AND REGULARITIES OF THE OIL AND GAS FIELDS

STRUCTURE IN THE BASEMENT OF СUU LONG BASIN

(VIETNAM) // Oil and Gas Exposition. 2018. #4 p.18-22. .

8. M.H.Nguen, E.Yu.Goryunov, V.A.Trofimov. Basic

Indications of Potential Petroleum Bearing Capacity of

the South Vietnem Offshore Basement // “Nefyanaya

Provintsiya”(Petroleum Province).2017.#3 pp.29-47.

9. R.Kh.Muslimov Deeper Study of the Crystalline

Basement of Sedimentary Basins –The Imperative of

Time. Georesursy (Georesources).#21(4) pp.55-62,

2019.

10. V.S.Surkov, G.M.Trigubovich and others. “To

developem a geologic model of the Pre-Mesozoic

Basement of the West Siberian Plate on the Basis of

Complex Interpretation of Drilling Materials, Seismic

Survey Data and Potential Fields», FGUP “SNIIGGIMS”,

Novosibirsk, 2006.

11. S.A.Punanova, V.L.Shuster. The New Look at the

Potential Petroleum Bearing Capacities of Deep-Seated

Pre-Jurassic Deposits in the West Siberia. Georesursy

(Georesources), vol.20 #2, pp.67-80, 2018.

«СНИИГГИМС», г. Новосибирск, 2006 г.

11. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на

перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих

доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы,

т.20.№2,С67-80, 2018.


ROGTEC

29

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

С.В. Чижиков, Е.А. Дубовицкая, М.Д. Федорова, А.И. Кириллов, А. С. Соколов

S.V. Chizhikov, E.A. Dubovitskaya, M.D. Fedorova, A.I. Kirillov, A.S. Sokolov

Оценка нефтяных гринфилдов: как

снизить риски инвестора еще на старте?

Greenfield Valuation:

How to Reduce Initial Investor Risks?

Постановка задачи

Проекты, связанные с добычей ресурсов

углеводородов, являются весьма сложными

объектами для инвестирования на ранней стадии.

В первую очередь, это связано с высоким уровнем

неопределенности, с которым сталкивается инвестор

при принятии решения о вхождении в проекты

«гринфилд». Зачастую инвесторы не знают, как

подходить к их оценке, не всегда до конца понимают

перспективы и риски, связанные с развитием

месторождений и обладают ограниченным объемом

геологических данных.

На сайте Федерального агентства по

недропользованию «Роснедра» и на официальном

сайте РФ для размещения информации о проведении

торгов содержится краткая информация о

лицензионных участках, выставляемых на аукцион -

административная и географическая приуроченность,

площадь участка и сведения о ресурсах и запасах.

Formulation of the Problem

Extracting hydrocarbon resources are exceedingly

difficult projects for early stage investments. This is

due to the high level of uncertainty that the investor

faces when deciding whether to enter a Greenfield

project. Investors often do not know how to approach

their assessment, do not always fully understand the

prospects and risks associated with the development of

deposits, and have a limited amount of geological data.

The website of the Federal Agency for Subsoil Use

«Rosnedra» and the official website of the Russian

Federation post bidding information which contains brief

information about the licensed areas put up for auction

- administrative and geographic location, area of the site

and information on the resources and reserves.

To decide whether or not to participate in the auction,

the future subsoil user needs to collect and analyse the

exploration data for the territory. For this, companies or

30

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

Для принятия решения об участии или неучастии

в торгах будущему недропользователю

необходимо собрать и проанализировать данные

о изученности территории геологоразведочными

работами. Для этого компании или частные

лица обращаются в территориальные фонды

геологической информации. В результате

долгой и кропотливой работы у потенциального

инвестора аккумулируется пакет геологической

информации, включающий данные региональной

тектоники, характеристики основных

продуктивных комплексов и пластов, усредненные

фильтрационно-емкостные свойства (далее –

ФЕС) коллекторов, объемы запасов на соседних

месторождениях.

Тернистый путь инвестора, а также выводы, к

которым он может прийти, изучив доступную ему

информацию, удобнее всего проиллюстрировать на

конкретном примере.

В качестве возможного целевого

региона рассмотрим один из основных

нефтегазодобывающих регионов России –

юго-восточную часть Восточно-Европейской

платформы, входящую в состав Волго-Уральской

нефтегазоносной провинции (далее – НГП).

Регион хорош изучен. В опубликованных статьях

и монографиях [1,2], а также в территориальных

фондах Самарской, Оренбургской и Пермской

областей накоплено огромное количество геологогеофизической

информации о регионе.

В разрезе осадочного чехла юго-востока

Восточно-Европейской платформы выявлено

около двух тысяч (!) нефтяных и газонефтяных

месторождений в терригенных и карбонатных

отложениях девонской, каменноугольной и

пермской систем. Регион отличается очень высокой

удельной плотностью ресурсов углеводородов

– от 10 до 100 тыс.т./км 2 (рис. 1). Основная доля

месторождений приходится на нижнедевонскофранский,

турнейский и визейско-башкирский

комплексы. Значительная часть этих месторождений

являются многопластовыми. Основными объектами

разработки большей части месторождений

являются продуктивные пласты терригенного

девона и карбонатный пласт А4 (башкирский ярус

каменноугольных отложений).

Будем считать, что потенциальный инвестор

принимает решение, располагая базовой геологогеофизической

информацией по 25 месторождениям

в целевом регионе, имеющим один или два объекта

разработки – пласты терригенного девона и

карбонатный пласт А4 (табл. 1).

Месторождения / Fields

газовые

gas fields

газонефтяные

gas and oil fields

Земли с удельными плотностями прогнозных извлегаемых ресурсов

УВ в тыс.т/км2 (по оценке на 01.01.1993 г.)

Areas with predicted HC reserves density in MT per 1 sq.km (as of evaluation

dated 1/1/1993)

бесперспективные земли

non-prospective areas

нефтяные

oil fields

Рис. 1: Фрагмент карты районирования нефтегазоносности

Приволжского федерального округа (НВ НИИГГ, ИГиРГИ,

2003 г. [3])

Fig. 1: A fragment map of the oil and gas zoning of the Volga Federal

District (NV NIIGG, IGiRGI, 2003 [3])

individuals, apply to the geological information territorial

fund. As a result of long and painstaking work, a

potential investor accumulates a package of geological

information, including data on regional tectonics,

characteristics of the main productive complexes and

formations, averaged reservoir properties (hereinafter

referred to as reservoir properties) of reservoirs, and

reserves in neighbouring fields.

The thorny path of the investor, as well as the

conclusions that they can come to after studying the

available information, is most conveniently illustrated with

a specific example.

As a possible target region, we will consider one of

the main oil and gas producing regions of Russia


ROGTEC

31


№ месторождения

(проекта)

Field (project) #

Основной объект

разработки

Major development target

Геолог.запасы, тыс.т.

Oil in place reserves, TMT

Нефтенасыщ.

толщина, м

Oil net pay

Проницаемость, мД

Permeability, mD

Табл. 1: Потенциальные объекты инвестирования в целевом регионе

Table 1: Potential investment objects in the target region

Здесь и далее авторами статьи использовались

открытые источники, а также собственные базы

данных и экспертные оценки ООО «Индженикс Груп»

(далее – Ingenix Group).

Задача инвестора определяется достаточно просто: каким

образом, применяя данную информацию, можно выбрать

наиболее эффективный проект для инвестирования?

- the south-eastern section of the East European

platform, which is part of the Volga-Ural oil and

gas province (hereinafter - NGP). The region is well

explored. In published articles and monographs

[1,2], as well as in the territorial funds of the Samara,

Orenburg and Perm regions, a huge amount of

geological and geophysical information about the

region has been accumulated.

32

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

Анализ геологических и фильтрационноемкостных

характеристик пластов целевого

региона

Изучая исходную информацию, геологическая

команда инвестора придет к выводу, что в составе

нижнедевонско-франского преимущественно

терригенного комплекса в Волго-Уральской НГП

выделено до 17 промышленно-продуктивных пластов.

Наиболее значимые среди них – терригенные пласты

Д0-Д7, так называемый «терригенный девон».

В рассматриваемых потенциальных проектах

разрабатываются пласты группы Д4-Д0.

Коллекторы пластов Д4-Д3, как правило,

представлены серыми, чаще мелкозернистыми

песчаниками (например, на месторождении №17),

однако встречаются и средне- крупнозернистые

разности, вплоть до отдельных пропластков

гравелитов (на месторождениях Зайкинской группы).

Пористость, определенная по керновым данным,

меняется в диапазоне от 9% (месторождение №14,

пласт Д4) до 20% (месторождения Зайкинской

группы, пласт Д3), в широких пределах варьирует

проницаемость коллекторов – от 12,8 до 890-900

мД. Среди тестовых месторождений наибольшая

проницаемость ардатовских песчаников Д4 (97 мД)

выявлена на месторождении №17, расположенном в

пределах западного борта Бузулукской впадины.

Пласты Д1 и Д0 выделены в толще пашийского

горизонта верхнего девона. Отложения

накапливались в мелководно-морских условиях

и на прибрежных равнинах. На рис.2 показаны

средневзвещенные нефтенасыщенные толщины

пластов пашийского горизонта в каждом из

рассматриваемых месторождений, а также данные

по проницаемости и объему геологических запасов.

Площади распространения пластов увеличиваются

от нижнего к верхнему. Нижний пласт Д1-2 развит

в западной части Оренбургской и восточной

части Самарской области. Пласты Д1-1 и Д0

распространены практически по всей территории

юго-востока Восточно-Европейской платформы.

Относительно повышенными значениями ФЕС

(эффективная нефтенасыщенная толщина, или

Нэф, проницаемость) характеризуются пласты в

зонах накопления отложений с повышенной долей

песчаных фракций. Стрелками на рис. 2 обозначено

направление сноса песчаного материала с суши.

Наибольшей долей песчаников отличается пласт

Д1-1. Эффективная толщина коллекторов в

отдельных скважинах достигает 20-25 м. Песчаные

прослои пласта Д0 как правило имеют толщину

In the south-eastern sedimentary section of the East

European platform, around two thousand (!) Oil and

gas-oil fields have been identified in terrigenous and

carbonate deposits of the Devonian, Carboniferous,

and Permian systems. The region is distinguished by

its very high density of hydrocarbon resources - from

10 to 100 thousand tons / km 2 (Fig. 1). The main

share of the deposits falls on the Lower Devonian-

Frasnian, Tournaisian and Visean-Bashkir complexes.

A significant part of these deposits are multilayered.

The main objects for development for most of the

fields are the productive stratas of the terrigenous

Devonian and carbonate stratum A4 (Bashkirian stage

of Carboniferous deposits).

We will assume that a potential investor makes a

decision whilst having basic geological and geophysical

information on 25 fields in the target region that have one

or two development targets - terrigenous Devonian strata

and A4 carbonate stratum (Table 1).

Hereinafter, the authors of the article used open sources,

as well as their own databases and expert assessments

of the Ingenix Group LLC (hereinafter - Ingenix Group).

The investor’s task is defined quite simply as: how, using

this information, can you choose the most effective

project for investment?

Analysis of the Geological and Reservoir

Characteristics of the Target Region

Studying the initial information, the investors geological

team will come to the conclusion that up to 17

industrially productive layers have been identified in the

Lower Devonian-Frasnian predominantly terrigenous

complex in the Volga-Ural oil and gas field. The most

significant among them are terrigenous layers D0-D7,

the so-called «terrigenous Devonian». In the considered

potential projects, formations of the D4-D0 group are

being developed.

Reservoirs of formations D4-D3, as a rule, are

represented by gray, more often fine-grained sandstones

(for example, at field No. 17), however, there are also

medium-coarse-grained varieties, with individual

interlayers of gravelites (at deposits of the Zaikinskaya

group).

The porosity determined from core data varies in the

range from 9% (field No. 14, reservoir D4) to 20%

(fields of the Zaikinskaya group, reservoir D3), reservoir

permeability varies within wide limits - from 12.8 to 890-

900 mD. Among the test fields, the highest permeability

of the D4 Ardatov sandstones (97 mD) was found at field

No. 17, located within the western flank of the Buzuluk

depression.


ROGTEC

33


Зона отсутствия или частичного размыва

отложений среднего девона

The area of the absent or partially washed-out deposits

of the MIddle Devonian

Прибрежная заболоченная равнина

преобладания глин, аргиллитов

Coastal swampy plain with prevailance of clays,

argillites

мелководные, прибрежные, переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников

shallow water, coastal, interlayers of aleurollites, argillites, sandstones

песчаников до 10-15%

sandstones up to 10-15%

песчаников до 30%

sandstones up to 30%

песчаников более 30%

sandstones over 30%

№ проекта / Project #

граница Оренбургской области

boundaries of the Orenburg region

Нэф нефт. м

проницаемость, мД

Dyke cumulative thickness, m

Permeability, mD

Градация месторождение по суммарным геологическим запасам пластов терриг. млн.т

Field gradation by total reserves in place of the terrigenic formations, MMT

до 5 млн.т

up to 5MMT

от 5 до 20 млн.т.

from 5 to 20 MMT


from 20 to 50 MMT

Рис.2: Литофациальная карта пашийского горизонта

Fig. 2: Litofacial map of the Pashi horizon

2-3,5 м, участками достигая 7 м (например, на

месторождении №25).

Наиболее высокими значениями ФЕС обладают

коллекторы пластов Д1-1 и Д0. Пористость меняется

от 9% до 31%, проницаемость достигает 961 мД на

некоторых месторождениях Самарской области [2].

Приведенный выше анализ можно подытожить,

предположив, что инвестор при выборе наилучшей

Layers D1 and D0 are identified in the Upper Devonian

Pashiian horizon. Sediments accumulated in shallow-sea

conditions and on coastal plains. Figure 2 shows the

average weighted oil-saturated thicknesses of the Pashi

horizon in each of the considered fields, as well as data

on the permeability and volume of geological reserves.

The spreading (expanding) areas of the layers increase

from the bottom to the top. The lower layer D1-2 is

developed in the western part of the Orenburg and

34

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

из альтернатив столкнется со значительной

вариативностью основных геологических

характеристик пластов терригенного девона в

выбранном регионе, которые, в свою очередь,

обуславливают дебиты скважин при разработке и,

во-многом, определяют ее эффективность.

Рассмотрим далее инвестиционную

привлекательность башкирского яруса для

инвестора на данном этапе.

Основной продуктивный объект – пласт А4

башкирского возраста (рис. 3) – имеет региональное

распространение и в целом характеризуется

высоким потенциалом продуктивности.

Относительно крупные и средние по запасам

месторождения тяготеют, как правило к участкам

увеличенной толщины отложений башкира

(например, на месторождениях № 6, 9, 15). Однако

и по периферии зоны сокращенных толщин

могут формироваться отдельные рифогенные

объекты (как на месторождениях №№ 2, 3). Кроме

рифогенных объектов, для пласта А4 характерны

ловушки, связанные с предверейским размывом,

т.е. ловушки, экранированные стратиграфическими

и литологическими несогласиями. Породы

башкирского яруса сами по себе благоприятны

для создания поровой емкости, т.к. зачастую

представлены органогенными известняками.

Но важная роль принадлежит коллекторам со

вторичной емкостью, образовавшейся в результате

выхода пород на поверхность и воздействия

эродирующих факторов. С этим связана высокая

изменчивость коллекторских свойств отложений.

Проницаемость карбонатных коллекторов на

некоторых месторождениях достигает высоких

значений - до 788 – 800 мД. Залежи пласта А4

отличается высокой продуктивностью, дебиты

достигают 560 м 3 /сут. [1]

Как правило, высокопроницаемые коллекторы

пласта А4 характерны для площадей,

расположенных в бортовой зоне Мухановско-

Ероховского прогиба, на границе Самарской и

Оренбургской областей (проекты №№ 5 и 9) (рис. 3).

Среднее значение проницаемости на

месторождениях Мухановско-Ероховского прогиба

составляет 300-400 мД. При удалении от этой зоны

коллекторские свойства ухудшаются. Среднее

значение проницаемости коллекторов А4 составляет

160-180 мД.

Встречаются участки низкопроницаемых

коллекторов пласта А4 – на востоке Бузулукской

eastern parts of the Samara region. Layers D1-1 and

D0 are distributed practically throughout the southeast

of the East European platform. Relatively higher

reservoir properties (net oil pay, or Nef, permeability) are

characteristic of reservoirs in sediment accumulation

zones with an increased proportion of sand fractions.

The arrows in Fig. 2 shows the direction of removal of

sandy material from land.

The D1-1 stratum has the largest share of sandstones.

The effective thickness of the reservoirs in some wells

reaches 20-25 m. Sandy interlayers of the D0 formation

usually have a thickness of 2-3.5 m, reaching 7 m in

sections (for example, at field No. 25).

Reservoirs of D1-1 and D0 formations have the highest

reservoir properties. The porosity varies from 9% to 31%,

the permeability reaches 961 mD in some fields of the

Samara region [2].

The above analysis can be summarized by assuming that

the investor, when choosing the best of the alternatives,

will face significant variability in the main geological

characteristics of the terrigenous Devonian strata in the

selected region, which, in turn, determine the production

rates of wells during development and, in many respects,

determine its efficiency.

Let us further consider the investment attractiveness of

the Bashkirian stage for an investor at this stage.

The main productive object - the A4 layer of the Bashkir

age (Fig. 3) - has a regional distribution and is generally

characterized by a high potential for productivity.

Relatively large and medium-sized deposits tend,

as a rule, to areas of increased thickness of Bashkir

deposits (for example, at deposits No. 6, 9, 15).

However, even along the periphery of the zone of

reduced thicknesses, separate reef objects can form

(as in deposits Nos. 2, 3). In addition to reef objects,

the A4 bed is characterized by traps associated

with pre-Vereya erosion, i.e. traps screened by

stratigraphic and lithological unconformities. The

rocks of the Bashkirian stage themselves are favourable

for the creation of pore capacity, because they are

often represented by organogenic limestones. But

an important role belongs to the reservoirs which

have a secondary capacity, formed as a result of the

outcropping of rocks to the surface and the impact of

eroding factors. This is associated with the high variability

of reservoir properties of sediments.

The permeability of carbonate reservoirs in some of the

fields have high values - up to 788 - 800 mD. Deposits of

the A4 formation are distinguished by high productivity,

production rates that can reach 560 m 3 / day. [1]


ROGTEC

35


открытый мелководно-морской карбонатный

шельф с небольшими бигермами

discovered shallow water offshore carbonate shelf

with some bigerminal rocks

зона сокращения толщин и отсутствия

башкирский отложений

area of the shortening thicknesses and the absence

of the Bashkirian deposits

зона относительно полного разреза башкирских отложений.

Развитие органогенных построек

area of relatively complete cross-section of the Bashkirian deposits.

Development of biogenic structures

граница Оренбургской области

boundaries of the Orenburg region

№ проекта / Project #

Нэф нефт. м Dyke cumulative thickness, m

проницаемость, мД Permeability, mD

Градация месторождение по суммарным геологическим запасам пластов терриг. млн.т

Field gradation by total reserves in place of the terrigenic formations, MMT

до 5 млн.т

up to 5MMT


from 5 to 20 MMT


from 20 to 50 MMT

более 50 млн.т.

over 50 MMT

Рис.3: Литофациальная карта башкирского яруса Fig. 3: Litofacial map of the Bashkirian stage

впадины, в зоне сочленения Бузулукской и

Прикаспийской впадин. На месторождении № 3 в

бортовой зоне Прикаспийской впадины среднее

значение проницаемости составляет всего 9 мД.

Таким образом, широкая вариативность основных

геологических характеристик данной группы пластов

As a rule, highly permeable reservoirs of the A4 formation

are typical for the areas located in the side zone of the

Mukhanovsko-Erokhovsky trough, on the border of the

Samara and Orenburg regions (projects No. 5 and 9) (Fig. 3).

The average value of permeability in the fields of the

Mukhanovsko-Erokhovsky trough is 300-400 mD.

36

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

на примере представленных месторождений

также не дает возможности инвестору однозначно

определить наилучшие цели для инвестирования.

Для решения задачи по выбору инвестиционных

целей необходимо либо уже на начальном

этапе привлекать мультидисциплинарную

команду экспертов (что не всегда возможно и

нецелесообразно из-за больших трудозатрат), либо

автоматизировать процесс оценки месторождений

на начальной стадии.

Такой ИТ-инструмент должен давать возможность

провести экспресс-расчет полного цикла развития

месторождения (от геологии до экономики), который

позволит обобщить разнородную геологическую

информацию и представит результат в виде

величины чистого дисконтированного дохода (далее

– ЧДД или NPV) инвестора. Для этого необходимо

провести оценку:

• системы разработки многопластового нефтяного

месторождения с учетом справочника

характеристик коллекторов (ФЕС) и свойств

нефти, типичных для определенного региона;

• программы разбуривания месторождения с

определением динамики фонда скважин;

• концептуальной схемы обустройства нефтяного

месторождения с подбором объектов с

необходимыми техническими характеристиками;

• стоимости строительства и эксплуатации скважин

и объектов инфраструктуры с использованием

региональной базы данных стоимостей типовых

объектов;

• показателей эффективности инвестиций.

Общее описание методик, лежащих в

основе инструмента для экспресс-оценки

Автоматизированный программный комплекс,

разработанный Ingenix Group, позволяет

осуществить экспресс-оценку разработки нефтяного

месторождения от «геологии до экономики» (рис. 4):

На первом этапе происходит расчет показателей

разработки по заданным проектным решениям

в зависимости от ФЕС продуктивных пластов.

Исходные параметры задаются из геологического

справочника в зависимости от рассматриваемого

региона и пласта. В наборе справочника

имеются данные по глубинам пластов аналогов,

давлениям, ФЕС, а также свойствам пластовых

флюидов при пластовых давлении и температуре.

Проектирование разработки в рамках одного

месторождения и расчет показателей добычи

можно проводить для одного, двух или трех

объектов разработки с последовательным или

одновременным вводом.

Moving away from this zone the reservoir properties

deteriorate. The average permeability of A4 reservoirs is

160-180 mD.

There are sections of low-permeability reservoirs of the

A4 formation - in the east of the Buzuluk depression, in

the junction zone of the Buzuluk and Caspian basins. At

field No. 3 in the side zone of the Caspian depression,

the average permeability is only 9 mD.

Thus, the wide variability of the main geological

characteristics of this group of formations using the

example of the presented fields also does not allow the

investor to unambiguously determine the best investment

targets.

To solve the problem of choosing investment goals, it is

necessary to initially involve a multidisciplinary team of

experts (which is not always possible and impractical

due to the large labour costs), or to automate the initial

process of assessing deposits.

Such an IT tool should make it possible to carry out

an express calculation of the full development cycle of

a field (from geology to economics), which will allow

generalizing heterogeneous geological information and

presenting the result in the form of the net discounted

income (hereinafter - NPV or NPV) of the investor. For

this it is necessary to assess:

• systems for the development of multilayer oil fields,

taking into account the reference book of reservoir

characteristics (reservoir properties) and oil properties

typical for a particular region;

• field drilling programs that determine the dynamics of

the well stock;

• a conceptual scheme for the development of the oil

field with the selection of facilities with the required

technical characteristics;

• the cost of construction and operation of wells and

infrastructure facilities using regional databases of the

costs of typical facilities;

• investment efficiency indicators.

General Description of the Methodologies

Underlying the Rapid Assessment Tool

An automated software package developed by Ingenix

Group allows for an express assessment of the

development of an oil field from «geology to economics»

(Fig. 4):

At the first stage, the development indicators are

calculated according to the given design solutions,

depending on the reservoir properties of the productive

layers. The initial parameters are set from the geological

reference book depending on the target region and

reservoir. The handbook contains data on the depths of


ROGTEC

37


Рис. 4: Расчетная логика автоматизированного инструмента по экспресс-оценке нефтяных проектов

Для каждого из объектов могут быть рассмотрены

следующие сценарии разработки: агрессивный,

эффективный или рациональный. Вариант

«агрессивный» предполагает ввод в разработку

лучших участков объекта разработки, охват

запасов составляет ~40%. «Эффективный» вариант

предполагает ввод в разработку до 80% запасов

без разбуривания краевых зон. «Рациональный»

вариант предполагает полное разбуривание и ввод

всех 100% запасов объекта. Темпы разбуривания

и темпы отбора заданы в зависимости от варианта

разработки и приняты по аналогам. Каждый из

объектов разбуривается самостоятельной сеткой

скважин с выбранным типом заканчивания скважин,

из предложенных: наклонно-направленными

скважинами (далее - ННС) и горизонтальными

скважинами (далее - ГС). К каждому типу

заканчивания можно применить стимуляцию

гидроразрыва, включая многозонность. Расчеты

выполняются на 25-летний период.

В целом по месторождению технологические

показатели разработки получаются суммированием

по каждому объекту разработки.

На основе требований к техническим и

технологическим характеристикам объектов,

сформированным на этапе расчета показателей

разработки, в ИТ-комплексе происходит

amalog reservoirs, pressures, reservoir properties, as well

as the properties of reservoir fluids at reservoir pressure

and temperature. The development design within one

field and the calculation of production indicators can be

carried out for one, two or three development objects

with sequential or simultaneous commissioning.

For each of the objects, the following development

scenarios can be considered: aggressive, efficient or

rational. The «aggressive» option assumes putting into

development the best areas of the development object,

the coverage of reserves is ~ 40%. The «effective»

option involves putting up to 80% of the reserves into

development without drilling out the edge zones. The

«rational» option assumes full drilling and commissioning

of all 100% of the facility’s reserves. The rate of drilling

out and the rate of withdrawal are set depending on

the development option and are adopted by analogs.

Each of the objects is drilled out with an independent

well grid with a selected type of well completion, from

the proposed: directional wells (hereinafter referred to

as NPS) and horizontal wells (hereinafter referred to as

horizontal wells). Fracturing stimulation can be applied

to every completion type, including multi-zone. The

calculations are performed for a 25-year period.

In general, for each field, the technical development

indicators are obtained by summing for each

development object.

38

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

DEVELOPMENT

STRATEGY

SELECTION

SELECTION / INPUT OF

INITIAL PARAMETERS

Oil in place reserves

Filtration-volumetric

characteristics

Formation fluid

properties

CALCULATION

ORF /

Recoverable

reserves

Reservoir

development plan

Infrastructure

development plan

CALCULATION

Reservoir

development costs

Infrastructure

development costs

Field operations

costs

Efficiency (NPV,

IRR, PBP)

Formation thermobaric

properties

RF region-wide

geological and

engineering

database

SELECTION / INPUT

OF OPTIONAL

PARAMETERS

Distance to the oil

pipeline

Typical asset

CAPEX

database /

OPEX standards

INPUT OF THE

MACRO- AND TAX

PARAMETERS

Oil price, inflation

Gas to oil ratio

Taxes, allowances

Associated petroleum

gas utilization method

Depreciation rates

Fig. 4: Computational logic of an automated tool for the rapid assessment of oil projects

формирование схемы обустройства месторождения,

которая включает в себя следующее:

• расчет количества кустов с учетом радиуса

дренирования скважин;

• расчет протяженности системы нефтесбора

с учетом добычи с одного куста и площади

месторождения;

• определение мощности основных объектов

обустройства с учётом уровня добычи и наличия

системы поддержки пластового давления;

• выбор объектов газовой инфраструктуры в

зависимости от выбранного способа утилизации

попутного газа;

• определение мощности внешнего нефтепровода

(протяженность задается в исходных параметрах;

• определение необходимых вспомогательных

объектов (вахтовый жилой комплекс, дороги,

линии электропередач, прочие объекты).

Далее на основе базы данных стоимостей объектованалогов

и стоимостных моделей происходит расчет

капитальных затрат на разработку месторождения.

Расчет операционных затрат осуществляется

автоматически в зависимости от профиля

добычи, количества скважин и наличия объектов

обустройства. Для выбранных объектов на основе

графика их ввода в эксплуатацию формируются,

соответственно, профили капитальных и

операционных затрат.

Based on the requirements for the technical and

technological characteristics of the facilities, formed at

the stage of calculating the development indicators, the

IT complex is forming a field development scheme, which

includes the following:

• calculation of the number of clusters taking into

account the well production radius;

• calculation of the length of the oil gathering system,

taking into account the production from one pad and

the area of the field;

• determination of the capacity of the main facilities,

taking into account the production level and the

presence of a reservoir pressure maintenance system;

• selection of gas infrastructure facilities depending on

the chosen method of associated gas utilization;

• determination of the capacity of the external oil

pipeline (the length is set in the initial parameters;)

• determination of the necessary auxiliary facilities (shift

housing, roads, power lines, other facilities).

Further, on the basis of the database of the values

of analogous objects and cost models, the capital

costs for the development of the field are calculated.

Operating costs are calculated automatically

depending on the production profile, the number of

wells and the availability of facilities. For the selected

objects, on the basis of their commissioning schedule,

profiles of capital and operating costs are formed,

respectively.


ROGTEC

39


На основе технических и стоимостных характеристик

проекта, а также введенных пользователем

макропараметров и данных по налоговому

окружению проектов осуществляется расчет

экономической эффективности, а также анализ

чувствительности.

Результаты оценки месторождений в

целевом регионе

Для выбранного региона были выполнены расчеты

технологических показателей разработки с

использованием ИТ-инструмента по методике,

описанной выше.

В качестве базового для сравнительной

оценки был рассчитан «рациональный» вариант

разработки для двух объектов – пласта А4

башкирского яруса и пластов Д0-Д4 терригенного

девона. Для объектов терригенного девона

было предусмотрено разбуривание ГС, для А4

башкирского яруса – ННС (в связи с его высоким

показателем расчлененности).

Для объектов терригенного девона величины

проводимости были определены в диапазоне

108-2671 мД*м, при среднем значении 854 мД*м,

величины гидропроводности находятся в пределах

43-2428 мД*м/сП, при среднем значении 912 мД*м/

сП. Для данных характеристик ФЕС были получены

величины КИН от 0,314 до 0,512 при среднем

значении 0,421. Диапазон удельной добычи нефти

на одну скважину составляет 70-599тыс.т. Средняя

удельная добыча нефти на одну горизонтальную

скважину составила 288 тыс.т.

Для объекта А4 башкирского яруса величины

проводимости были определены в диапазоне 68-

5080 мД*м, при среднем значении 1263 мД*м,

величины гидропроводности находятся в пределах

30-5404 мД*м/сП, при среднем значении 1068

мД*м/сП. Для данных характеристик ФЕС получены

величины КИН от 0,198 до 0,486 при среднем

значении 0,357. Диапазон удельной добычи нефти

на одну скважину составляет 47-217тыс.т. Средняя

удельная добыча нефти на одну наклонную скважину

составила 110 тыс.т.

При заданных параметрах был допущен ряд условий,

единых для всех оцениваемых месторождений:

• месторождения с двумя группами пластов

(объектами разработки) имеют коэффициент

перекрытия между пластами 0,55;

• второй объект разработки вводится спустя два

года после ввода первого;

• попутный нефтяной газ сжигается, в модель

заложена выплата соответствующего штрафа.

Based on the technical and cost characteristics of the

project, as well as user-entered macro parameters and

data on the tax environment of projects, the calculation

of economic efficiency is carried out, as well as sensitivity

analysis.

Results of Appraisal of Deposits in the

Target Region

For the selected region, calculations of technological

development indicators were performed using a software

tool according to the method described above.

As a baseline for a comparative assessment, a «rational»

development option was calculated for two objects -

layer A4 of the Bashkirian stage and layers D0-D4 of the

terrigenous Devonian. For the objects of the terrigenous

Devonian, drilling of horizontal wells was envisaged, for

the A4 of the Bashkirian stage - (due to its high index of

dissection).

For the terrigenous Devonian objects, the conductivity

values were determined in the range 108-2671 mD * m,

witaverage value of 854 mD * m, the values of hydraulic

conductivity are in the range 43-2428 mD * m / cP, with an

average value of 912 mD * m / cP. For these characteristics

of reservoir properties, the values of recovery factor were

obtained from 0.314 to 0.512 with an average value of

0.421. The range of specific oil production per well is 70-

599 thousand tons. The average specific oil production per

horizontal well was 288 thousand tons.

For object A4 of the Bashkirian stage, the conductivity

values were determined in the range 68-5080 mD * m,

with an average value of 1263 mD * m, the values of

hydraulic conductivity are in the range of 30-5404 mD *

m / cP, with an average value of 1068 mD * m / cP. For

these characteristics of reservoir properties, the values of

recovery factor from 0.198 to 0.486 were obtained with an

average value of 0.357. The range of specific oil production

per well is 47-217 thousand tons. The average specific oil

production per one directional well was 110 thousand tons.

With the given parameters, a number of conditions

were admitted that are uniform for all the fields being

evaluated:

• fields with two layers (development targets) have an

overlap coefficient between layers of 0.55;

• the second development facility is commissioned two

years after the first;

• associated petroleum gas is flared, in the model z

When determining the length and parameters of the

oil pipeline, Ingenix Group experts proceeded on the

assumption that the marketable oil would be accepted

into the Transneft system for further transportation at the

nearest operating oil pumping station.

40

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

№ месторождения

(проекта)

Field (project) #

Объект

разработки

Development

target

Геологические

запасы, млн.т.

Reserves in place,

MMT

CAPEX, млн.руб.

CAPEX, Mln.Rbls

OPEX,

млн.руб.

OPEX, Mln.Rbls

NPV проекта, млн.руб.

Project NPB, Mln.Rbls

IRR,%

Табл. 2: Результаты оценки месторождений в целевом регионе

При определении длины и параметров внешнего

нефтепровода эксперты Ingenix Group исходили

из предположения о том, что товарная нефть с

месторождений будет принята в систему ПАО

«Транснефть» для дальнейшей транспортировки

в месте нахождения ближайшей работающей

нефтеперекачивающей станции.

Полученные результаты показали, что для

терригенных пластов с лучшими ФЕС достигаются

более высокие КИН и удельная добыча на скважину.

Table 2: Results of assessment of deposits in the target region

The results obtained showed that for terrigenous

formations with better reservoir properties, higher oil

recovery factors and specific production per well are

achieved. For carbonate reservoirs of the Bashkirian

stage, drilling deviated wells will bring lower specific

production per well and lower oil recovery factors.

The results from the target deposits using the IT system

are presented in Table 2. The analysis highlighted five

economically attractive assets for further consideration.

The remaining potential assets are not profitable for


ROGTEC

41


отрицательный

negative

< 5 млрд.руб

< 5 Bln.rbls

5-10 млрд.руб

5-10 Bln.rbls

>10 млрд.руб

>10 Bln.rbls

Субъекты РФ

RF territorial entities

Нефтеперекачивающая станция

Oil pumping station

Нефтепровод

Oil pipeline

Оренбургская область

Orenburg region

Самарская область

Samara region

Рис. 5: Карта инвестиционной привлекательности активов целевого региона

Fig. 5: Map of investment attractiveness of the assets in the target region

Границы РФ

RF frontiers

Для карбонатных коллекторов башкирского яруса

бурение наклонных скважин принесет меньшую удельную

добычу на скважину и меньшие значения КИН.

Результаты оценки целевой группы месторождений

с применением ИТ-комплекса представлены в

42 ROGTEC

independent development, however, they can be

considered as satellite fields for neighboring more

efficient fields. This possibility will be described later in

the article. You can also highlight projects that are on the

verge of profitability for further optimization (for example,

projects No. 5, 16, 22, 25).


FIELD DEVELOPMENT

таблице 2. Проведенный анализ позволяет выделить

пять экономически привлекательных активов

для дальнейшего рассмотрения. Оставшиеся

потенциальные активы не являются рентабельными

для самостоятельной разработки, однако могут

рассматриваться как месторождения-сателлиты для

соседних более эффективных месторождений. Такая

возможность будет описана в статьи далее. Также

можно выделить проекты, которые находятся на

грани рентабельности, для дальнейшей оптимизации

(например, проекты №№ 5, 16, 22, 25).

Более наглядно сравнить привлекательность

потенциальных целей инвестирования можно на

карте целевого региона (рис. 5).

Важно оговориться, что на данном этапе

изученности проекта невозможно требовать от ИТсистем

оценки точности, присущей более поздним

этапам – стадии проектирования и, тем более,

разбуривания и обустройства месторождений.

Если следовать методологии Международной

ассоциации развития стоимостного инжиниринга,

то любые оценки на данном этапе соответствуют

Классу точности 5, что подразумевает диапазон

погрешности -50%/+100% [4].

При этом ценность применения предложенной

Ingenix Group ИТ-системы оценки полного

цикла заключается в возможности проведения

быстрого сравнительного анализа большого числа

потенциальных целей для инвестирования в единых

сценарных условиях.

Таким образом, проведенный выше анализ

показывает возможность уже на раннем этапе

развития актива, в условиях ограниченного доступа

к информации, осуществлять полную предпроектную

экспресс-оценку нефтегазовых проектов, включая, в

том числе, анализ следующих факторов:

• размер геологических запасов;

• площадь и глубина залегания продуктивных

пластов;

• нефтенасыщенная толщина и ФЕС продуктивных

пластов;

• выбранная система разработки;

• газовый фактор и метод утилизации попутного

нефтяного газа;

• длина трубопровода внешнего транспорта и

направления сбыта товарной нефти.

Полученная в результате комплексного анализа

карта инвестиционной привлекательности региона

может служить ориентиром для потенциального

инвестора на самом раннем этапе поиска возможных

You can more clearly compare the attractiveness of

potential investment targets on the map of the target

region (Fig. 5).

It is important to note at this stage, it is impossible to

expect an IT system to assess the accuracy inherent

in later development stages - the design stage and,

moreover, drilling and field development.

If we follow the methodology of the International

Association for the Development of Value Engineering, then

any estimates at this stage correspond to Accuracy Class

5, which implies an error range of -50% / + 100% [4].

At the same time, the value of using the IT-system for

assessing a full cycle proposed by Ingenix Group lies

in the ability to conduct a quick comparative analysis

of a large number of potential investment targets under

uniform scenario conditions.

Thus, the above analysis shows the possibility, at an

early stage of asset development, in conditions of limited

access to information, to carry out a full pre-project

express assessment of oil and gas projects, including,

inter alia, an analysis of the following factors:

• size of geological reserves;

• area and depth of occurrence of productive strata;

• oil-saturated thickness and reservoir properties of

productive formations;

• the chosen development system;

• gas factor and method of utilization of associated

petroleum gas;

• the length of the external transport pipeline and the

direction of marketing of commercial oil.

The map of the investment attractiveness of the region

obtained as a result of a comprehensive analysis can

serve as a guideline for a potential investor at the earliest

stage of searching for possible development goals in a

new, poorly studied region.

Selection of a Multi-Layer Field

Development Option

Using the capabilities of the IT system, the investor’s

team, already at the current stage, can also choose the

most effective option for putting the selected multi-layer

field into development.

To do this, they have the following tool set at their

disposal:

• determination of the optimal terms for putting the fields

into operation;

• choice of development scenario (“rational”, “effective”

or “aggressive”);

• use of the best well completion method (HPS or

horizontal wells, with or without hydraulic fracturing).


ROGTEC

43


Млн.т / MMt

рациональный

rational

Год / Year

эффективный

efficient

агрессивный

aggressive

График 1: Варианты профилей добычи нефти выбранного проекта (по годам)

Graph 1: Variants of oil production profiles of the selected project (by years)

OPEX, млн.руб.

OPEX, Mln.rbls

рациональный

rational

CAPEX, млн.руб.

CAPEX, Mln.rbls

эффективный

efficient

NPV проекта, млн.руб.

Project NPV, Mln.rbl

агрессивный

aggressive

КИН (средние)

Oil Recovery Factor (ORF)

(mean values)

График 2: Результаты оценки эффективности вариантов разработки

Graph 2: Results of evaluating the effectiveness of the development options

целей для развития в новом слабо изученном

регионе.

Выбор варианта разработки

многопластового месторождения

Используя возможности ИТ-комплекса, команда

инвестора уже на текущем этапе может также выбрать

наиболее эффективный вариант ввода выбранного

многопластового месторождения в разработку.

Для этого в ее распоряжении есть следующий набор

инструментов:

44 ROGTEC

Suppose that, based on the corporate strategy setting,

the investor has chosen project # 1 from projects with a

positive NPV. This project has two development targets

- layer A4 of the Bashkirian stage and layer D3 of the

upper part of the terrigenous Devonian.

By judiciously using the functionality of the automated

system, the investor team can calculate, for example,

the following three development scenarios for the

target field:

• “rational” option: provides for drilling the terrigenous

Devonian with horizontal wells, object A4 - NNS, while


FIELD DEVELOPMENT

Title

Project 19 Project 20 Portfolio 19-20 Delta, %

Capacity Asset value,

Mln.rbls


Mln.rbls


Mln.rbls

Capacity Asset value

Drilling

Power supply complex

OTU

CPS

CODAP

Administrative and household

facilities

Rotational village (shift camp)

Operations service base

Multi-well pad

Pipelines

Roads

Power transmission lines

Total

Table. 3: Assessment of the effect of optimizing production capacities. Impact on the volume of CAPEX

• определение оптимальных сроков ввода

месторождений в эксплуатацию;

• выбор сценария разработки («рациональный»,

«эффективный» или «агрессивный»);

• использование наилучшего способа заканчивания

скважин (ННС или ГС, с гидроразрывом пласта

или без него).

Предположим, что, опираясь на установки

корпоративной стратегии, инвестор выбрал из проектов

с положительным NPV проект №1. Данный проект имеет

два объекта разработки – пласт А4 башкирского яруса и

пласт Д3 верхней части терригенного девона.

Разумно применяя функционал автоматизированного

комплекса, команда инвестора может рассчитать, к

примеру, три следующих сценария разработки для

целевого месторождения:

• «рациональный» вариант: предусматривает

разбуривание терригенного девона посредством

ГС, объекта А4 - ННС, при этом разбуривание

идет равномерно по ползущей сетке от известного

к неизвестному. В разработку вводятся все

геологические запасы объектов разработки. Срок

ввода объекта А4 отстает от терригенного девона

на пять лет.

• «эффективный» вариант: предусматривает

разбуривание терригенного девона посредством

ГС, а объекта А4 - ННС, при этом краевые зоны

с залежей толщинами менее 4 м не

разбуриваются, вводятся 80% от геологических

запасов каждого объекта разработки. Срок ввода

объекта А4 отстает от терригенного девона на

три года.

drilling is carried out uniformly along a creeping grid

from known to unknown. All geological reserves of the

development objects are brought into development.

The commissioning date of the A4 object is five years

behind the terrigenous Devonian.

• “effective” option: provides for drilling out of the

terrigenous Devonian with horizontal wells, and object

A4 - by NNS, while marginal zones with deposits less

than 4 m thick are not drilled, 80% of the geological

reserves of each development target are introduced.

The term of commissioning of object A4 is three years

behind the terrigenous Devonian.

• “aggressive” option: relatively “effective” option, only

the procedure for putting objects into development

has been changed - objects are commissioned at the

same time, while 40% of the geological reserves of the

development objects will be introduced.

The calculated oil production profiles reflect the scenarios

applied by the investor (Graph 1).

Calculations carried out by the IT system (Graph 2)

showed that the “rational” option for project No. 1 has

the highest oil recovery factor (0.44), but at the same

time has the lowest NPV (607 million rubles) and is the

most costly: capital and operating expenses totaled 57.7

billion rubles. In the “effective” scenario with oil recovery

factor equal to 0.36, NPV amounted to 2.9 billion rubles,

and the total costs - 50.3 billion rubles.

Considering the set of influencing factors inherent in the

project chosen by the investor, the most attractive was

the «aggressive» scenario: NPV - 6.1 billion rubles, total

costs - 55.3 billion rubles. with CIN - 0.35.


ROGTEC

45


Табл. 3: Оценка эффекта от оптимизации производственных мощностей. Влияние на объем капитальных затрат

Оплата труда, млн.руб.

Labour remuneration, Mln.rbls

Материальные затраты, млн.

руб.

Material expenditures, Mln.rbls

Капитальный и текущий

ремонт скважин, млн.руб.

Wellwork, Mln.rbls

Капитальный ремонт ОПФ (с

учетом материалов), млн.руб.

Capital stock wellwork (including

materials), Mln.rbls

Общепроизводственные

расходы, млн.руб.

General production expenses,

Mln.rbls

Общехозяйственные

расходы, млн.руб.

General administrative expenses,

Mln.rbls

Прочие расходы

(+страхование), млн.руб.

Other expenses (+ensurance),

Mln.rbls

Портфель

Portfolio

Отдельно два проекта

Two projects separately

График 3: Оценка эффекта от оптимизации производственных мощностей. Влияние на объем операционных затрат

Graph 3: Assessment of the effect of optimizing of the production capacities. Impact on operating costs

• «агрессивный» вариант: относительно

эффективного» варианта изменен только порядок

ввода объектов в разработку - объекты вводятся

одновременно, при этом будет введено 40% г

еологических запасов по объектам разработки.

Рассчитанные профили добычи нефти отражают

примененные инвестором сценарии (график 1).

Проведенные ИТ-системой расчеты (график

2) показали, что «рациональный» вариант

применительно к проекту №1 имеет самый высокий

КИН (0,44), но при этом обладает самым низким

NPV (607 млн. руб.) и является самым затратным:

46 ROGTEC

Assessment of Synergy Potential from Joint

Development of an Asset

In addition to analyzing options for optimizing reservoir

development within one field, an investor can, using an

automated system, assess the development potential of

a portfolio of nearby fields, using synergy at the level of

surface infrastructure systems.

Such an assessment allows a potential subsoil user to be

more flexible when deciding whether to invest in a project

(or projects) in the target region and consider not only

single goals, but also their combination.


FIELD DEVELOPMENT

Млн.руб. / Mln.rbls

Проект 19

Project 19

Проект 20

Project 20

Портфель

Portfolio

Проект 19

Project 19

Проект 20

Project 20

Портфель

Portfolio

График 4: Результаты оценки потенциала синергии

Graph 4: Results of the assessment of synergy potential

капитальные и операционные затраты в сумме

составили 57,7 млрд. руб. В «эффективном»

сценарии при КИН, равном 0,36, NPV составил 2,9

млрд. руб., а общие затраты - 50,3 млрд. руб.

Учитывая присущий выбранному инвестором проекту

набор влияющих факторов, самым привлекательным

оказался «агрессивный» сценарий: NPV – 6,1 млрд.

руб., совокупные затраты – 55,3 млрд. руб. при КИН

- 0,35.

Оценка потенциала синергии от совместной

разработки портфеля активов

Помимо анализа вариантов оптимизации разработки

пластов в рамках одного месторождения инвестор

может, применяя автоматизированную систему,

оценить потенциал развития портфеля близлежащих

месторождений, используя синергию на уровне

систем наземного обустройства.

Такая оценка позволяет потенциальному

недропользователю быть более гибким при принятии

решения об инвестировании в проект (или проекты)

в целевом регионе и рассматривать не только

одиночные цели, но и их совокупность.

Эффект синергии приводит к оптимизации

мощностей производственных объектов и, как

следствие, происходит снижение стоимости их

строительства.

Потенциал синергии можно проиллюстрировать,

например, при оценке варианта совместной

разработки проекта №19 и проекта №20 (табл. 3 и

график 3).

Таким образом, в результате создания единой

системы наземной инфраструктуры обоих

The synergy effect leads to optimization of the capacities

of production facilities and, as a result, there is a

decrease in the cost of their construction.

The potential for synergy can be illustrated, for example,

when evaluating the option of joint development of

project # 19 and project # 20 (Table 3 and Graph 3).

Thus, because of the creation of a single system of

onshore infrastructure for both fields, the total capital

costs are reduced by 23%, and the savings in operating

costs reach 37%.

The achieved cost optimization cannot help but affect

the results of evaluating the effectiveness of investments.

So, if the initial assessment by the investor of the

attractiveness of project No. 19 took into account the

NPV amount equal to 4 billion rubles, and project No.

20 - minus 5.1 billion rubles. (Table 2), then the joint

development of both assets can bring the investor

already a positive net discounted income of 6.4 billion

rubles. (graph 4).

Conclusions

Finding attractive oil and gas assets for investment is a

difficult task for a potential investor who is not familiar

with the potential region. This task requires searching

and analyzing a large amount of information from

disparate sources, as well as significant labour costs of a

team of experts in various fields.

The proposed assessment tool, due to natural limitations,

cannot be used for a full-fledged technical and economic

assessment of projects (conceptual engineering) and,

even more so, at the stages of design and preparation

of fields for putting into production, but it is sufficient for

solving a number of problems facing the future subsoil

user at the decision making stage on the definition of the

investment goals.


ROGTEC

47


месторождений совокупные капитальные затраты

снижаются на 23%, а экономия по операционным

затратам достигает 37%.

Достигнутая оптимизация затрат не может не

сказаться на результатах оценки эффективности

инвестиций. Так, если первоначальная оценка

инвестором привлекательности проекта №19

учитывала размер NPV, равный 4 млрд.руб., а

проекта №20 - минус 5,1 млрд.руб. (табл. 2), то

совместная разработка обоих активов может

принести инвестору уже положительный чистый

дисконтированный доход в 6,4 млрд.руб.

(график 4).

Выводы

Поиск привлекательных нефтегазовых активов для

инвестирования является сложной задачей для

потенциального инвестора, не знакомого с регионом

будущей активности. Эта задача требует поиска

и анализа большого количества информации из

разрозненных источников, а также значительных

трудозатрат команды экспертов в различных

областях.

Предложенный инструмент оценки в силу

естественных ограничений не может быть

использован для полноценной техникоэкономической

оценки проектов (концептуальный

инжиниринг) и, тем более, на этапах проектирования

и подготовки месторождений к вводу в добычу, но

является достаточным для решения целого ряда

задач, стоящих перед будущим недропользователем

на этапе принятия решения об определении

инвестиционных целей.

Использование комплексной ИТ-системы,

объединяющей геологическую и стоимостную базу

данных, а также увязанные в единый алгоритм

расчетные модели, позволяет:

• получить комплексную картину инвестиционной

привлекательности активов региона;

• выбрать наиболее эффективный вариант

разработки целевого актива, а также

• рассмотреть возможности развития портфеля

активов, использую синергию на уровне систем

обустройства.

The use of an integrated IT system that combines a

geological and cost database, as well as calculation

models linked into a single algorithm, allows:

• for a comprehensive picture of the investment

attractiveness of the region’s assets;

• choosing the most effective option for developing

the target asset, and

• consider the possibilities of developing a portfolio

of assets, using potential synergies for multiple

developments

List of References

1. Geological structure and oil and gas content of

the Orenburg region. Orenburg book publishing

house, 1997

2. Shashel A.G. Geology and oil and gas potential

of the Devonian terrigenous complex of the Samara

Volga region. Moscow, 2000

3. A page on the Internet of the All-Russian

Geological Research Institute. A.P. Karpinsky:

https://vsegei.ru/ru/

4. AACE International Recommended Practice

No. 87R-14, Cost Estimate Classification System

- As Applied for the Petroleum Exploration and

Production Industry. 2015, Morgantown, WV: AACE

International.

3. Страница в сети интернет Всероссийского научноисследовательского

геологического института им.

А.П. Карпинского: https://vsegei.ru/ru/

4. AACE International Recommended Practice No. 87R-

14, Cost Estimate Classification System - As Applied for

the Petroleum Exploration and Production Industry. 2015,

Morgantown, WV: AACE International.

Список литературы

1. Геологическое строение и нефтегазоносность

Оренбургской области. Оренбургское книжное

издательство, 1997 г.

2. Шашель А.Г. Геология и нефтегазоносность

терригенного комплекса девона Самарского

Поволжья. Москва, 2000 г.

48 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT


ROGTEC

49

ДОБЫЧА

2020 «Газпром нефть», все права защищены

2020 Gazprom Neft, Rights Reserved

Рудницкий Сергей Валериевич, консультант по нефтегазовой отрасли

Зацепин Артем Юрьевич, аналитик, ООО «Газпромнефть – Цифровые решения»

Демин Евгений Викторович, главный специалист, ООО «Газпромнефть НТЦ»

Ющенко Тарас Сергеевич, руководитель направления, ООО «Газпромнефть –

Технологические Партнерства»

Sergei Rudnitsky, Oil and Gas Industry Consultant

Artyom Zatsepin, Analyst, Gazpromneft-Digital Solutions

Eugene Demin, Chief Specialist, Gazpromneft STC

Taras Yushchenko, Head of PVT and Well Operation, Gazpromneft-Technological Partnerships

Мировой опыт добычи сланцевой нефти

и возможности для Бажена и российских

производителей оборудования

International Experience of Shale Oil Production:

Implications for the Bazhenov Formation and Russian

Equipment Manufacturers

1. Сланцевая нефть в РФ и Бажен

В России основной объём ресурсов сланцевой

нефти* располагается в баженовской, доманиковой,

хадумской свитах, из которых первая является

наиболее перспективной. Баженовская свита –

группа нефтематеринских горных пород, выявленная

на территории около 1 млн км 2 в Западной Сибири.

Свита залегает на глубинах 2-4 км, имеет небольшую

толщину (от 20 до 60 м) и уникальное геологическое

*Под сланцевой нефтью понимается нефть, добываемая из сланцевых пород, а

также так называемая light tight oil (LTO) – нефть, добываемая из коллекторов с

низкой и сверхнизкой проницаемостью. На LTO приходится более 90% добываемой

в мире сланцевой нефти, поэтому в отношении мировой добычи будет в основном

использоваться термин LTO.

1. Shale Oil in Russia and the Bazhenov Formation

In Russia, the main volume of shale oil (LTO*) resources

is located in the Bazhenov, Domanik, and Khadum

formations, of which the first is the most promising. The

Bazhenov formation is a group of mature source rocks

found over an area of about 1 million sq. km in Western

Siberia. The formation lies at depths of 2-4 km, has small

thickness (20 to 60m) and a unique geological structure.

The geological potential of the formation has been

studied since the 1960s (at least 800 wells were drilled

*Shale oil is considered to be oil produced from shale formations, as well as light tight oil (LTO) that is

produced from reservoirs with low and ulatra-low permeability. LTO accounts for over 90% of shale

oil produced globally, thus generally LTO is the term of choice throughout the article.

50

ROGTEC


PRODUCTION

строение. Геологический потенциал свиты изучается

с 1960-х годов (всего было пробурено не менее 800

скважин). На текущий момент объем геологических

запасов углеводородов в баженовской свите

достигает, по разным оценкам, от 18 до 60

млрд тонн, что свидетельствует об отсутствии

единого подхода к разработке и технологической

доступности Бажена.

Текущая добыча на Бажене оценочно составляет 600

тыс. т/год. Основной вклад вносят скважины, удачно

вскрывшие аномальные нефтяные линзы (в терминах

нефтедобычи в США, так называемые sweet

spots); их профиль добычи схож со скважинами

на месторождениях с традиционными запасами.

Геологическими исследованиями баженовской

свиты и разработкой технологий, позволяющих

осуществлять эффективную промышленную

разработку, занимаются все крупные нефтяные

российские компании при планомерной поддержке

со стороны государства.

Энергетическая стратегия РФ до 2035 года (принята

в 2020 г.) в составе комплекса «ключевых мер по

решению задачи по обеспечению стабильного, при

благоприятных условиях растущего уровня добычи

нефти» определяет «введение в экономический

оборот […] трудноизвлекаемых запасов (в том числе

баженовской свиты), а также создание условий

для развития малых и средних предприятий в

этой сфере деятельности преимущественно на

основе инновационных отечественных технологий и

оборудования».

Прогнозы добычи сланцевой нефти в РФ сильно

расходятся. По прогнозу ОПЕК*, уровень добычи

составит 7-10 млн тонн в год в среднесрочной

перспективе (2025-2027) и до 12-15 млн тонн в год

в долгосрочной перспективе (2030-2035). ЛУКОЙЛ**

прогнозирует достижение к 2030 году уровня в 32

млн т/год и к 2035 – 40 млн т/год. «Газпром нефть»

планирует добычу компании на баженовской свите к

2025 году на уровне 10 млн тонн в год***.

2. Опыт добычи LTO в мире

Мировая добыча LTO в настоящее время

складывается из добычи в США, Канаде, Аргентине

и России. Промышленная добыча LTO в Китае пока

не началась, ведутся исследовательские и опытнопромышленные

работы.

Основную добычу LTO обеспечивает США, где её

доля от общей добычи нефти в 2019 году составила

*Отчёт World Oil Outlook (2020)

**Отчёт «Основные тенденции развития мирового рынка жидких углеводородов до 2035

года» (2019)

***Подробнее: https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN175.pdf

USA

USA

25

Канада

Canada

4 0.6

Аргентина

Argentina

346

График 1: Добыча LTO по странам, млн т (2019)

Chart 1: LTO Production by country, million tons (2019)

in total). Currently, the hydrocarbons geological reserves

volume in the Bazhenov reaches, according to various

estimates, from 18 to 60 billion tons. This indicates

the lack of a unified approach to the development and

technological availability of the Bazhenov.

Current production at the Bazhenov is estimated at 600

thousand tons per year. The main contribution is made

by wells that successfully penetrated ‘sweet spots’;

their production profile is similar to wells at fields with

traditional reserves. All major Russian oil companies,

with systemic support from the government, are engaged

in geological research of the Bazhenov formation and

development of technologies that allow for effective

commercial exploitation.

Russia’s official Energy Strategy to 2035 (adopted in

2020), includes «introduction into the economic cycle

[...] of unconventional reserves (including the Bazhenov

formation), as well as creation of conditions for

development of small and medium enterprises in this field

mainly on the basis of innovative domestic technologies

and equipment» among the «key actions aimed at

ensuring a stable, and under favorable conditions –

growing, level of oil production».

Forecasts for shale oil production in Russia vary greatly.

According to the OPEC forecast*, production is expected

*World Oil Outlook report (2020)

Источник: World Oil Outlook 2020 (OPEC)

Source: World Oil Outlook 2020 (OPEC)

Россия

Russia


ROGTEC

51

ДОБЫЧА

57%. В Канаде и Аргентине доля LTO в добыче

нефти внутри страны составляет 10% и 16%

соответственно, в России - около 0,1%. Начало

добычи LTO в Китае ожидается после 2020 года.

Крупномасштабная добыча LTO основывается на

применении комплекса технологий, относящихся

к направленному (горизонтальному) бурению и

заканчиванию скважин системами многостадийного

гидроразрыва пласта (МГРП).

Этапы развития и стратегии добычи

Развитие добычи LTO можно разделить на два этапа,

каждый со своей характерной стратегией добычи:

(а) этап интенсивного развития в 2012-2018 годах (в

США и Канаде) и (б) этап экстенсивного развития,

который начался в 2018-2019 годах и продолжается

в настоящий момент.

Этап интенсивного развития

Этап охватывает период от начала масштабной

добычи в США в 2012-13 гг. (аналогичный процесс

в Канаде начался несколько позже) до перехода к

экстенсивной стратегии в 2018-19 годах.

На этом этапе происходит формирование отрасли

сланцевой добычи нефти в США и её проверка на

прочность в ходе кризиса 2015-16 годов. Один из

ключевых драйверов на данном этапе – доступность

для операторов добычи дешёвых денег (кредитных

и акционерных). Развитие отрасли происходит

силами большого количества компаний среднего и

малого размера, для которых является органичным

высокорискованный подход (high risk, high reward).

Крупнейшие нефтяные компании подключились к

процессу на более поздней стадии (исключение –

ExxonMobil, который приобрёл лидера сланцевой

добычи XTO в 2009 году).

Стратегия добычи на этом этапе нацелена на

максимизацию объёмов добычи на ранней стадии

добычи (то есть, максимизацию начальных дебитов).

Технологический потенциал нефтегазодобывающей

отрасли США (прежде всего сектора оборудования

и сервиса для добычи) обеспечил, в особенности

в ответ на кризис низких нефтяных цен 2015-16

годов, мощный рост начальных дебитов (см. график

2) за счёт инноваций в бурении и заканчивании

(увеличение размеров искусственного коллектора

за счёт роста взаимосвязанных параметров – длины

горизонтальной секции скважин, количества стадий

МГРП и объёма закачки проппанта).

at the level of 7-10 million tons per year in the medium

term (2025-2027) and up to 12-15 million tons per year

in the long term (2030-2035). LUKOIL* forecasts that

the level of 32 million tons/year is reached by 2030, and

of 40 million tons/year by 2035. Gazprom Neft plans

to produce 10 million tons per year in the Bazhenov

formation by 2025**.

2. LTO Production Experience

Global LTO production currently consists of production in

the United States, Canada, Argentina, and Russia. LTO

commercial production in China has not yet begun, R&D

and pilot operations are underway.

Full-scale LTO production is based on the application of

technologies in the areas of directional (horizontal) drilling

and well completion with multi-stage hydraulic fracturing

(MSHF) systems.

The bulk of LTO production comes from the USA, where

LTO’s share of total oil production was 57% in 2019. In

Canada and Argentina, the share of LTO in domestic oil

production was 10% and 16% respectively; in Russia -

about 0.1%. LTO production in China is expected to start

after 2020.

Development Stages and Production Strategies

The development of LTO production can be divided into

two stages, each characterized by its own production

strategy: (a) stage of intensive development in 2012-

2018 (in the U.S. and Canada) and (b) stage of extensive

development, which began in 2018-2019 and continues

at the moment.

Intensive Development Stage

The stage covers the period from the start of full-scale

production in the U.S. in 2012-13 (a similar process

in Canada began later) until the transition to extensive

strategy in 2018-19.

Over this stage, the U.S. LTO industry was formed and

tested for strength during the 2015-16 crisis. One of the

key drivers at this stage was the availability of cheap

finance (credit and equity) for production operators. The

industry was developed by a large number of mediumand

small-sized companies, for which a high risk/

high reward approach is organic. Major oil companies

joined the process at a later stage, with the exception of

ExxonMobil, which acquired leading LTO producer,

in 2009.

Production strategy for this stage was aimed at

maximizing production volume at the early stage (i.e.,

maximizing initial production rates).

*Key Trends in the Global Liquid Hydrocarbons Market to 2035 report (2035)

**For details see https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN175.pdf

52

ROGTEC


PRODUCTION

Стартовый дебит, т/сут

Average flow rate, tons per day

120

100

80

60

40

20

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Bakken

Permain

Eagle Ford

Источник: EIA (U.S. Department of Energy)

Source: EIA (U.S. Department of Energy)

Anadarko

Niobrara

График 2: Средние дебиты первого месяца эксплуатации скважин на ключевых формациях LTO в США (2007-2019)

Chart 2: First month average production rates of well operation at key LTO formations in the United States (2007-2019)

Интенсивный характер добычи повлиял на

тренды в эксплуатации скважин (СЭ) и в

механизированной добыче.

На начальной стадии наиболее активно применялись

методы мехдобычи, перенесённые с «традиционной»

добычи нефти – прежде всего ЭЦН как наиболее

эффективный метод для высокодебитной стадии

добычи.

Увеличение средней длины горизонтальных участков

скважин и среднего количества стадий МГРП

привело к росту осложнений, связанных с фазовой

неоднородностью и неравномерностью потока. В

результате сильно снизилась наработка насосного

оборудования и, как следствие, активное развитие

получил газлифт в силу относительной устойчивости

к подобным осложнениям.

В добыче LTO в США газлифт стал приоритетным

СЭ в условиях наличия источника недорогого газа

(условия сильно различаются в зависимости от

формации). Мощным импульсом для применения

газлифта стал кризис 2015-16 годов. При этом,

мехдобыча играла второстепенную роль в антикризисном

сокращении затрат на добычу, а после

преодоления кризиса её значимость ещё некоторое

время оставалась относительно низкой.

К 2018 году выбор СЭ на формациях LTO в США и

Канаде структурировался в значительной степени

на основе (а) уровня начальных дебитов и (б)

доступности газа.

Газлифт и ЭЦН по состоянию на 2018-19 годы

заняли сопоставимые доли рынка (по фонду

скважин) – 38 и 34% соответственно. У каждого

The technological potential of the U.S. oil and gas

industry (primarily the oilfield equipment and services

sector) provided for the strong growth in initial production

rates, especially in response to the low oil price crisis of

2015-16 (see Chart 2), through innovation in drilling and

completion (increasing the size of the artificial reservoir

due to growth of interrelated parameters – length of

well’s horizontal section, number of stages of MSHF, and

volume of proppant).

Intensive production shaped trends in well operation

and artificial lift (AL).

At the initial stage, the most widely used methods of

artificial lift were those transferred from ‘conventional’ oil

production – primarily, ESP as the most effective method

for the high-rate stage of production.

The growth in the average length of horizontal well

sections and the average number of MSHF stages led to

an increase in complications associated with multiphase

flow distribution and flow turbulence in the well. As a

result, the operating time (time to failure) of pumping

equipment has significantly decreased. This led to solid

growth in the use of gas lift due to its stronger resistance

to such kind of complications.

Gas lift has developed into the priority AL method

in U.S. LTO production under the conditions of

availability of inexpensive gas, which varies significantly

by formation. The crisis of 2015-16 was a powerful

impetus for the use of gas lift. At the same time, artificial

lift generally played a secondary role in the cost-cutting

response to the crisis, as well as for some time after it

had been overcome.


ROGTEC

53

ДОБЫЧА

увеличение доступности газа

Increasing gas variablility

Газлифт

Gas lift

Eagle Ford

ШГН, переменный ГЛ,

плунжер-лифт, гибриды (GAPL)

Rod lift, variable gas lift, plunger

lift, GALP

увеличение дебитов

Increasing flow rate

Газлифт / ЭЦН

Gas lift / ESP

Delaware / Midland

ЭЦН

ESP

Bakken

Источник: Собственный анализ (на основе материалов SPE)

Source: Own research (based on SPE materials)

График 3: Применение СЭ на формациях LTO в США в зависимости от

величины дебитов и доступности газа

Chart 3: Dependence of AL methods application in LTO formations in the U.S. on flow

rate and gas availability

СЭ сформировались свои «защищенные» ниши,

основанные на ограничениях по доступности газа,

сверхвысоким дебитам и другим параметрам. ШГН

продолжили применяться традиционным образом –

для эксплуатации скважины от низкодебитного этапа

до окончания жизненного цикла.

Для этого этапа характерно применение нескольких

СЭ на протяжении жизненного цикла скважины

(ЖЦС), что влекло за собой необходимость смены

оборудования, остановки скважины и проведение их

ремонтов (до шести за ЖЦС). Уровень операционных

затрат (которые включают мехдобычу) существенно

вырос, вместе с тем сформировав ресурс для

управления себестоимостью добычи.

Эксплуатация скважин и мехдобыча в логике

полного ЖЦС на этом этапе ещё не имели

достаточно оснований для масштабной эффективной

реализации.

Этап экстенсивного развития

Переход к данному этапу имел место в 2018-19 годах,

в настоящее время он продолжается. В дополнение

к США и Канаде происходит становление нового

важного сланцевого игрока – Аргентины, для которого

характерны важные особенности.

By 2018, the selection of AL method on

LTO formations in the U.S. and Canada was

based on (a) the level of initial flow rates and

(b) gas availability.

In 2018-19 gas lift and ESP had

comparable market shares (by well stock)

– 38 and 34 percent respectively. Each AL

method has its own ‘incumbent’ niches

based on restrictions on gas availability,

ultra-high flowrates and other parameters.

Rod pumps continued to be used in the

traditional way – for operating the well

from the low-rate stage to the end of the

life cycle.

This stage is characterized by use of

several AL methods throughout the well’s

life cycle (WLC), which involved changing

equipment, shutting the well and doing

workovers (up to six per the WLC). The

level of operating costs (which include AL

costs) increased significantly, while also

forming a resource for managing the cost

of production.

Well operation and AL at this stage had not yet had

enough grounds for large-scale effective implementation

in the logic of the full life cycle of the well.

Extensive Development Stage

The transition to this stage took place in 2018-19, and

it is ongoing at present. In addition to the U.S. and

Canada, Argentina has emerged as a new important LTO

player with its own characteristic features.

A paradigmatic shift has been under way in LTO

production in U.S./Canada, with the key priority

becoming financial health and discipline on the part

of the LTO operators, with the ultimate goal being

an acceptable level of return on capital. As a result,

the production strategy has been modified to focus

on operating profitability and sustainable mediumterm

development. An important factor shaping this

strategy is the significantly lesser ability of drilling and

completion technologies to bring down production

costs. Thus, managing operational costs becomes a

higher priority.

This production strategy started being implemented prior

to the fall in oil prices in March 2020, and presently its

relevance has only increased.

В добыче LTO в США/Канаде происходит смены

«парадигмы»: ключевым текущим приоритетом

становится финансовые «здоровье» и «дисциплина»

In Argentina, this stage has seen the flagship LTO

production project in the Vaca Muerta basin, operated

by Argentinian company YPF, enter the commercial

54

ROGTEC


PRODUCTION

у сланцевых компаний, имеющие целью получение

приемлемого уровня возврата на капитал. Как

следствие, видоизменяется стратегия добычи,

которая теперь ориентируется на операционную

рентабельность и устойчивое среднесрочное

развитие. Важным фактором при формировании

стратегии является значительное уменьшение

возможностей технологий бурения и заканчивания

по снижению себестоимости добычи. Таким образом,

приоритетность управления операционными

затратами становится сравнительно более высокой.

Данная стратегия добычи начала реализовываться

до падения цен на нефть в марте 2020 г., в

настоящем её актуальность только возросла.

12%

4%

7%

4%

1%

200 тысяч скважин

200,000 Wells

38%

В Аргентине на данном этапе в бассейне Vaca

Muerta вступил в фазу промышленной добычи

флагманский проект добычи сланцевой нефти

под операторством аргентинской компании

YPF. Партнёром YPF является Chevron,

обладающий значительными технологическими и

управленческими компетенциями.

Стратегия добычи на проекте учитывает мировой

опыт (прежде всего США) добычи LTO и изначально

ориентирована на максимизацию долгосрочного

финансово-экономического результата (NPV).

В рамках проекта реализуется планомерное

комплексное формирование всех звеньев отрасли

сланцевой добычи для высокоэффективного

«индустриального» подхода (factory model), после

чего с 2018-19 годов началось масштабное

строительство горизонтальных скважин. Добыча

на ранней стадии ЖЦС не форсируется; скважина

на стадии фонтанной добычи выводится на

максимальный дебит на протяжении длительного

периода с применением штуцирования. По

состоянию на 2019 год на Vaca Muerta на режиме

фонтанирования работало 18% фонда скважин,

в то время как в США этот показатель в среднем

составлял лишь 1%.

Текущие тренды в мехдобыче

На текущем этапе операторы добычи сланцевой

нефти придают больший, в сравнении с предыдущим

периодом, приоритет операционным расходам как

ресурсу повышения эффективности.

Как следствие, в период до начала кризиса весны

2020 года имели место снижение спроса на

«бандажные» технологии (используя выражение

президента SPE Шоны Нунан)* и активизация

технологического развития в области мехдобычи

*Shauna Noonan, “There Is No Silver Bullet: Strengthening the Fundamentals”, Journal of Petroleum

Technology, April 2020

Фонтан

Natural flow

ШГН

Rod lift

34%

Струйные

Jet pump

Газлифт

Gas lift

ЭЦН

ESP

Плунжер-лифт

Plunger lift

production phase. YPF’s partner in the project is

Chevron, which holds extensive technological and

managerial competencies.

Прочие

Other

Источник: Kolawole O., Gamadi T., Bullard D. Comprehensive Review of

Artificial Lift System Applications in Tight Formations/ SPE-196592-MS. – 2019

Source: Kolawole O., Gamadi T., Bullard D. Comprehensive Review of Artificial Lift

System Applications in Tight Formations/ SPE-196592-Ms.-2019

График 4: Распределение фонда скважин для добычи LTO в

США по способам эксплуатации, % (2018)

Chart 4: Distribution of LTO production wells in the U.S. by AL method,

% (2018)

The project’s production strategy takes into account

the global experience (primarily from the U.S.) of LTO

production and focuses on maximizing the long-term

financial and economic result (NPV). The project

has been implementing a comprehensive plan of

developing all parts of the LTO production industry

within a high- efficiency ‘industrial’ approach (factory

model), following which lLarge-scale drilling of horizontal

wells began in 2018-19. Production at the early stage

of the WLC is not forced; the well at the stage of natural

flow production is brought to maximum flow rate very

gradually using choking. As of 2019, Vaca Muerta

had 18% of the well stock operating at natural flow,

compared with only 1% in the U.S.

Current Trends in Artificial Lift

At the current stage, LTO operators give higher priority to

operating expenses as a resource for improving efficiency

compared to the previous period.


ROGTEC

55

ДОБЫЧА

График 5: Типовые осложнения на скважине с ГС и МГРП

на LTO, причём инновационные решения активно

предлагают в том числе российские производители

(о чём подробнее будет сказано ниже).

Целый ряд новых технологических решений

преодолевают ключевые ограничения по

направлениям, где раньше у отдельных

видов мехдобычи были «защищенные ниши».

Принципиально важно, что появились новые

технические решения, которые способны охватывать

полный (или близкий к тому) жизненный цикл

скважины для сланцевой добычи.

Установки электроцентробежных насосов (ЭЦН) за

счёт конструктивных инноваций и новых материалов,

дополнительного оборудования (газосепараторы,

частотные регуляторы) стали более устойчивыми ко

многим осложнениям (газовый фактор, мехпримеси

и др.) и расширили применение на низкодебитной

стадии ЖЦС.

Газлифт за счёт инженерных решений,

сокращающих удельный расход газа, а также

снижения удельных затрат вследствие появления

аренды газокомпрессорного оборудования,

расширил возможности применения по всему ЖЦС.

ШГН за счёт длинноходовых решений расширили

применение на высокодебитной стадии.

Гибридные решения получили широкое

распространение (например, газлифт + плунжерлифт)

или находятся на подходе к промышленному

As a result, during the period preceding the crisis that

struck in the spring of 2020, there was a decrease

in demand for «bandage technologies” (to use the

expression of SPE President Shauna Noonan)* and

stronger technological development of AL for LTO. A

range of innovative solutions has been developed with

an important role played by Russian manufacturers (see

more details below).

New technologies have overcome the key limitations

that previously formed ‘protected niches’ for certain AL

methods. Crucially, new solutions can cover the full (or

close to it) life cycle of an LTO well.

Electric submersible pumps (ESP) have become

more resistant to complications (gas, solids etc.) and

have expanded their use at the low-rate stage of the

WLC, due to innovation in equipment design and new

materials, as well as to application of auxiliary equipment

(gas separators, frequency regulators).

Gas lift has expanded its application possibilities

throughout the full WLC due to engineering solutions

that reduce per-unit gas consumption, as well as

through emergence of the gas compressor rental

market.

Rod pumps expanded application at the higher rate

stage due to long-stroke solutions.

*Shauna Noonan, “There Is No Silver Bullet: Strengthening the Fundamentals”, Journal of Petroleum

Technology, April 2020

56

ROGTEC


PRODUCTION

Chart 5: Typical complications on horizontal well with MSHF

внедрению (напр., объемный насос с погружным

линейным приводом).

Как результат, качественно изменился характер

конкуренции между видами мехдобычи, поскольку

теперь они во всё большей мере претендуют на роль

преимущественного или даже единственного СЭ

для скважины на протяжении её полного жизненного

цикла.

При этом, среди СЭ нет доминирующего

лидера по масштабам применения на LTO. На

каждой геологической формации и в каждой

нише применения (эксплуатационные условия,

этап ЖЦС) имеет место своя специфическая

конкурентная ситуация, что обеспечивает

рыночный спрос для каждого из основных

методов.

Способы эксплуатации в рамках жизненного

цикла скважины

При добыче LTO на выбор СЭ в определяющей

степени влияют конструкция скважины (протяженный

горизонтальный ствол и многостадийный ГРП) и

профиль добычи, для которого характерно быстрое

падение дебитов (за первые 6 месяцев – на 50-65%,

за первые 12 месяцев – на 65-80%). Применение

большого количества стадий ГРП обуславливает

проведение так называемых «скоростных» ГРП, что

в свою очередь требует увеличенного диаметра

горизонтального ствола. Как следствие, возникают

характерные осложнения: низкая скорость потока

после первого месяца эксплуатации, недостаточная

Hybrid solutions are being used wider (for example,

gas lift + plunger lift) or are on their way to commercial

application (for example, positive displacement pump

with a submersible linear drive).

Consequently, competition between AL methods

has changed qualitatively, since some of them are

increasingly claiming to be applied as the primary or

even single AL method for the full life cycle of a well.

However, there is no dominant leader among AL

methods applied on LTO. Each geological formation

and each application segment (operational conditions,

stage of WLC) has its own specific competitive

situation, which ensures market demand for each of

the main methods.

AL Methods Across the Well Life Cycle

In LTO production, the choice of AL method is largely

influenced by the design of the well (extended horizontal

section, multi-stage hydraulic fracturing completion) and

the production profile, which is characterized by a rapid

decrease in production rates: after the first 6 months – by

50% to 65%, after the first 12 months – by 65% to 80%.

A large number of frac stages requires so-called «highspeed»

frac jobs, which in turn requires an increased

diameter of the horizontal borehole. As a result, there

are typical complications: low flow rate following the first

month of operation that is insufficient for removal of the

heavy phases (water, solids and proppant); gas and liquid

plugs and slugging in the well.

Almost all LTO wells require the consecutive use of

two or more AL methods, since at present there is no


ROGTEC

57

ДОБЫЧА

СЭ / Параметр

SE / Parameter

Струйный насос

Jet pump

ЭЦН

ESP

Газлифт

Gas Lift

ШГН

Rod Pump

Плунжер лифт

Plunger Lift

Глубина пласта (TVD)

TVD

до 5000 м

<5000 м

до 5000 м

<5000 м

до 5000 м

<5000 м

до 2000 м

<2000 м

до 6000 м

<6000 м

Обсадная, мм

Casing, mm

≥88,9

≥114,3

≥88,9

≥114,3

≥114,3

Кривизна, гр./30 м

DLS, / 30 m

без ограничений

No limits

<5

без ограничений

No limits

<5

<15

Дебиты, тонн/сутки

Flow rate, tons per day

40-2000

27-7000

до 7000

<7000

до 68

<68

13-68

Газовый фактор, м 3 /

м 3 // оценка*

GOR, m 3 /m 3 //

estimate*

90-350 и выше // 4-5

90-350 and higher // 4-5

<90 (без газосепаратора)

// 2-3

<90 (without gas separator)

// 2-3

90-350 и выше // 5

90-350 & higher // 5

<90 // 3-4

<90 // 3-4

250 и выше // 5

250 & higher // 5

Мехпримеси,

оценка*

Solids, estimate*

3

2-3

4

3-4

3

Темп., гр. С

Temperature, o С

до 260

<260

до 149

<149

до 204

<204

до 260

<260

до 260

<260

КПД системы, %

Efficiency, %

10-30

35-60

10-30

45-60

Метод смены

оборудования

Well intervention

канатная техника/

подъемник

Wireline / Rig

подъемник

Rig

канатная техника

Wireline

подъемник

Rig

канатная техника

Wireline

Источник энергии

Energy source

насос/компрессор

Pump / Compressor

э/энергия

Grid

компрессор

Compressor

э/энергия

Grid

компрессор

Compressor

OPEX (уровень)

OPEX level

средний

Medium

низкий

Low

высокий

High

средний

Medium

средний

Medium

Источник: Собственный анализ (на основе материалов SPE) - Source: Own research (based on SPE materials)

*Оценка устойчивости оборудования к осложнению: 1- минимальная, 5 – максимальная

*Estimate of equipment’s resistance to complications: 1 - minimum, 5-maximum

Таблица 1: Основные характеристики стандартного оборудования для СЭ

Table 1: Main parameters of standard equipment for AL

для выноса тяжелой фазы (воды, механических

примесей и проппанта); газовые и жидкостные

пробки; нестабильный пробковый режим (slugging)

работы скважины.

В рамках ЖЦС на LTO можно выделить несколько

стадий, разделяемых уровнем дебита.

Начальная: от откачки жидкости ГРП до выхода

на режим и достижения максимального дебита.

Типовые СЭ: режим фонтанирования, струйные

насосы.

Первичная: от максимального уровня дебита до

примерно 30 м3/сут. Типовые временные рамки

стадии (на примере LTO в США) – 9-12 месяцев, в

течение которых падение дебита от максимального

уровня составляет 65-80%. Типовые СЭ: режим

equipment available on the market that as part of a

single complex could work efficiently throughout the

life cycle of the wells of this kind. Consequently, an

upstream operator is faced with the task of planning out

AL methods configurations, which requires taking into

account the technical applicability of the equipment,

as well as the cost of operating and replacing the

equipment.

Table 1 compares the main AL methods used on LTO by

key operating conditions and technical characteristics of

standard (mass-used) equipment.

Several stages can be distinguished on the basis of flow

rate within the LTO well life cycle.

Initial: from flowback of frac fluid to maximum flow rate.

Typical production and AL methods: natural flow, jet pump.

58

ROGTEC


PRODUCTION

Решения

Solutions

Начальная

стадия: выход

на режим

Flowback stage

Сверхвысокодебитный

Extra high flow rates

Первичная стадия

Initial stage

Высокодебитный

High flow rates

Среднедебитный

Medium flow rates

Вторичная стадия

Secondary stage

Низкодебитный

Low flow rates

Дебит выше 300 м 3 /сут

Over 300 cub. m/days

Дебит 150-300 м 3 /сут

150-300 cub. m/day

Дебит от 30 до 150 м 3 /сут

30-150 cub. m/day

Дебит меньше 30м 3 /сут

Under 30 cub. m/day

Традиционные

решения

Traditional

Фонтан,

струйные

Natural flow, jet

ЭЦН (несколько

типоразмеров)

Фонтан

ESP (several sizes)

Natural flow



ГЛ

ESP (several sizes)

Gas lift



ГЛ

ШГН (стандартные)

ESP (several sizes)

Gas lift

Rod pump (standard)

ГЛ


Gas lift

Rod pump (standard)

Типовые

текущие

решения

Current, typical

Фонтан,

струйные

Natural flow, jet



Фонтан

ESP (several sizes)

Natural flow

ГЛ



Фонтан

ШГН (длинноходовые)

Gas lift

ESP (several sizes)

Natural flow

Rod pump (long-stroke)



ГЛ

ШГН (стандартные и

длинноходовые)

ESP (several sizes)

Gas lift

Rod pump (standard

and long-stroke)

ГЛ, переменный ГЛ (IGL),

гибридные формы (PAGL

/ GAPL)


Gas lift, Intermittent

gas lift (IGL), Hybrids

(PAGL / GAPL)

Rod pump (standard)

Перспективные

решения

Propective

Фонтанно-механизированные комплексы для добычи нефти при максимальном покрытии ЖЦС

Natural flow / AL integrated units for maximum coverage of well life cycle

Источник: Собственный анализ - Source: Own research

Таблица 2: Основные характеристики стандартного оборудования для СЭ

Table 2: Main parameters of standard equipment for AL

фонтанирования (первые 3-6 месяцев), ЭЦН,

газлифт, ШГН (при относительно низком начальном

дебите).

Primary: from maximum flow rate to about 30 cub. m/

day. Typical time frame (for LTO well in U.S.) is 9-12

months, over which flow rate decreases from maximum

level by 65-80%.

1,600

1,400

1,200

1,476

Typical production and AL methods:

natural flow (first 3-6 months), ESP,

gas lift, rod pump (under relatively

low initial flow rate).

1,000

800

600

400

200

0

ЭЦН

ESP

540

Газлифт

Gas Lift

ШГН

Rod pump

Другие

Other

График 6: Спрос на мировом рынке оборудования для мехдобычи на LTO в разрезе

СЭ, 2019 (млн долл.)

Chart 6: Global demand for AL equipment on LTO, 2019 (USD million)

336

Источник: Собственные расчёты - Source: Own research

63

Secondary: until the end of well

operation. WLC of LTO well in the

U.S. and Canada is typically 5-7

years (at the Bazhenov, WLC is

estimated to reach up to 10 years

for some wells), by which time

flow rate decreases by 90-95% or

more.

Well maximum flow rate establishes

the possibility of using equipment

pertaining to a single AL method to

cover the fullest range of the well’s

life cycle.

Solutions based on jet and

plunger lift pumps cannot cover


ROGTEC

59

ДОБЫЧА

Вторичная: до окончания эксплуатации скважины.

Для добычи LTO в США и Канаде характерен ЖЦС

примерно в 5-7 лет (на Бажене ЖЦС для части

скважин прогнозируется до 10 лет), к этому времени

падение дебита достигает 90-95% и более. Типовые

СЭ: Газлифт, ШГН, плунжер-лифт.

Уровень максимального дебита скважины

определяет возможность применения на

максимально широком интервале ЖЦС

оборудования в рамках одного конкретного СЭ.

Применяемые на формациях LTO струйные

насосы и плунжер-лифт в силу ограниченности их

функционала и интервала применения на ЖЦС не

могут являться основой для решений для полного

ЖЦС или значительной его части.

3. Рынки и коммерциализация

Спрос на оборудование для мехдобычи в сегменте

LTO составил около 2,4 млрд долларов, что

составляет 22% от всего рынка оборудования.

Основными страновыми рынками являются США,

Канада, Аргентина. Наиболее крупными и важными

сегментами рынка механизированной добычи

LTO являются ЭЦН и газлифт, на них суммарно

приходится 83% рынка в денежном выражении.

Применяемое на LTO оборудование

в значительной степени не является

«эксклюзивным» для LTO и применяется при

добыче традиционной нефти с использованием

протяженных горизонтальных стволов и МГРП.

В мировой нефтедобыче почти половина

(47%) скважин такого типа в 2019 году была

построена за пределами LTO, в том числе около

3700 горизонтальных скважин в России, на

большинстве которых применялся МГРП. Этот

рынок также следует учитывать как целевой

при разработке технологий и оборудования для

Бажена. Наиболее крупными иностранными

рынками являются США, Канада и Китай.

На мировом рынке оборудования для мехдобычи

в денежном выражении наибольшая доля

приходится на ЭЦН– 46%, что соответствует 4,6

млрд долларов. В физическом выражении доля

рынка составляет 16%, ей соответствует примерно

150 тыс. скважин.

В физическом выражении в мире доминируют ШГН

за счёт эксплуатации огромного накопленного

низкодебитного фонда неглубоких скважин, где

на ШГН приходится 67% (640 тыс. скважин) в

физическом выражении и 42% (4,2 млрд долларов) -

в денежном.

the WLC of a LTO well due to their limited functionality

and application range.

3. Markets and Commercialization

Demand for AL equipment in the LTO segment amounted

to about $ 2.4 billion in 2019, which is 22% of the total

AL equipment market. The main country markets are

the USA, Canada, and Argentina. The largest and most

important segments of the LTO artificial lift market are

ESP and gas lift, which together account for 83% of the

market in monetary terms.

Equipment applied on LTO formations is largely

not ‘exclusive’ to LTO. It is used in conventional oil

production by means of long-reach horizontal wells and

MSHF. Globally, almost half (47%) of wells of this type

were drilled outside of LTO in 2019, including about

3,700 horizontal wells in Russia, most of which had

MSHF. This market should also be considered as a target

one when developing technologies and equipment for

the Bazhenov. The largest foreign markets are USA,

Canada, and China.

In monetary terms, ESP accounts for the largest share

of the global AL equipment market with 46%, which

corresponds to $4.6 billion. In physical terms, its market

share is 16%, which corresponds to about 150 thousand

wells.

In physical terms, the global market is dominated by

rod pumps, which is due to them operating on a huge

accumulated low-rate stock of wells, where rod pumps

account for 67% (640 thousand wells) in physical terms

and 42% ($4.2 billion) in monetary terms.

Gas lift solutions (not including surface compressor

equipment) and hydraulic lift account for 6% ($660

million) of the market in monetary terms; an equal share

is held by equipment for other AL methods (plunger lift,

PCP).

Methods other than ESP, rod pumps and gas lift account

for a relatively small share of the global market – less

than 16% of the well stock (under 160 thousand).

4. Opportunities for Russian Suppliers of

AL Solutions

Russian equipment manufacturers hold very different

positions in the two AL fields that jointly dominate (with a

share of more than 80%) the LTO market.

On the one hand, they have strong or leading positions

in a number of key innovative areas in the field of ESP,

in particular in permanent magnet motors (PMM), highspeed

units. The weakest positions are in the field of

gas lift, due to its insignificant current use in Russian

60

ROGTEC


PRODUCTION

42%

6% 6% 11

млрд долларов

$11 Billion

46%

1 миллион

скважин

1 Million Wells

7%

11%

16%

67%

ЭЦН

ESP

ШГН

Rod lift

Газлифт и струйные

Gas lift & hydraulic lift

Другие (плунжер, винтовые)

Plunger, PCP & Other

ЭЦН

ESP

ШГН

Rod pump

Винтовые

PCP

Другие

Other

Источник: Spears & Associates, анализ в рамках проекта

Source: Spears & Associates, own research

График 7: Мировой рынок оборудования для механизированной добычи в денежном и физическом выражении, 2019

Chart 7: Global market for AL equipment in monetary and physical terms, 2019

На группу решений для газлифта (не включая

наземное компрессорное оборудование) и

гидравлического лифта приходится 6% (660 млн

долларов) рынка в денежном выражении, столько

же – на оборудование для других СЭ (плунжер лифт,

винтовые).

На методы помимо ЭЦН, ШГН и газлифта

приходится относительно незначительная доля

мирового рынка – меньше 16% по скважинам фонда

(менее 160 тыс.).

4. Возможности для российских

поставщиков решений для мехдобычи

В области оборудования для ЭЦН и газлифта,

то есть тех методов механизированной добычи,

которые совместно доминируют (с долей более

80%) на рынке добычи на LTO, российские

производители занимают кардинально

отличающие позиции.

С одной стороны, в области ЭЦН у них прочные или

ведущие позиции по ряду ключевых инновационных

направлений, в частности по двигателям на

постоянных магнитах (PMM), высокооборотным

установкам. Наиболее слабые позиции – в области

газлифта, ввиду незначительного применения этого

СЭ в российской нефтедобыче. Серьёзный потенциал

– у инновационных решений в области объёмных

насосов (в частности, с применением PMM).

oil upstream. Innovative solutions in the field of positive

displacement pumps (in particular, applying PMM) have

serious potential.

However, at present the domestic market offers no

‘off-the-shelf’ solutions that specifically address the

particularities of Russian shale oil.

ESP

The market position of Russian suppliers is strongest

in the field of ESP. Global production of ESPs in 2019

is amounted to about 45 thousand units. Of these,

42% were supplied by leading Russian manufacturers

(Borets, ALNAS, Novomet), 38% - by international

oilfield service majors (Baker Hughes, Halliburton,

Schlumberger). The total output of all Russian

manufacturers is estimated at about 21 thousand ESP

units per year (Chart 8).

The global ESP market was estimated at $4.5-5 billion

in 2019, the Russian market at $1.5 billion. The U.S.

and Canada are most attractive international markets

in terms of both size and potential for diverse forms of

commercialization.

The technological level of Russian manufacturers (in

particular, Borets, Lepse, Novomet, among others) can

be assessed as very competitive on a global level.

One of the most promising solutions for use in the

conditions of the Bazhenov is the high-speed ESP

unit with extended working range (8,000-12,000 rpm,


ROGTEC

61

ДОБЫЧА

12%

3%

27%

Борец

Borets

Baker Hughes

5%

5%

6%

Кол-во

Total Count

Schlumberger

Новомет

Novomet

Apergy

Римера / Алнас

Rimera / Alnas

Halliburton

Alkhoraef

9%

21%

Прочие

Other

12%

Источник: Борец, Apergy, собственные расчёты

Source: Borets, Apergy, own calculations

График 8: Производители ЭЦН: доли мирового рынка в физическом выражении, 2019

Chart 8: ESP Manufacturers: shares of global market in physical terms, 2019

В то же время на отечественном рынке скважинного

оборудования отсутствуют готовые решения,

учитывающие особенности разработки сланцевых

месторождений нефти в РФ.

ЭЦН

Рыночные позиции отечественных производителей

наиболее сильны в области ЭЦН. Мировое

производство УЭЦН в 2019 году составило

около 45 тысяч единиц. Из них 42% пришлось на

ведущих российских производителей («Борец»,

rate of 8 to 300 cub. m/day, three standard sizes).

Based on this solution, the unit allows to cover a very

significant part of the WLC by a single AL method with

the possibility of low-cost transition at the final stage

of well operation to another AL method (for example,

plunger lift).

Units developed and manufactured by «LEPSE»

(Kirov) are presently in the pilot testing stage. The

technological capabilities of other leading Russian

График 9: Комплекс фонтанно-механизированной добычи нефти

62 ROGTEC


PRODUCTION

Chart 9: Natural flow / AL oil production unit

«Алнас», «Новомет»), 38% - на международных

нефтесервисных гигантов (Baker Hughes,

Halliburton, Schlumberger). Суммарный объём

производства всех российских компаний

оценивается в примерно 21 тыс. установок ЭЦН в

год (рисунок 8).

Мировой рынок ЭЦН по состоянию на 2019 год

оценивался в 4,5-5 млрд долл., российский – в

1,5 млрд долл. Наиболее привлекательными

иностранными рынками, в том числе с точки

зрения потенциала применения различных форм

коммерциализации, являются США и Канада.

Технологический уровень ряда российских

производителей («Борец», «Лепсе»,

«Новомет» и другие) можно оценить как очень

конкурентоспособный на мировом уровне.

В отношении применения в условиях Бажена

одним из наиболее перспективных решений

является высокооборотная установка ЭЦН с

расширенной рабочей зоной (8000-12000 об./мин.,

подача от 8 до 300 м 3 /сут., в трёх типоразмерах).

Комплекс на основе этого решения позволяет

ограничиться применением одного СЭ на очень

значительной части ЖЦС, с возможностью

экономичного перехода на завершающей стадии

эксплуатации скважины на другой СЭ (например,

плунжер-лифт).

По состоянию на текущий момент, в стадии опытнопромышленных

испытаний находится комплекс

оборудования, разработанного и произведенного АО

«ЛЕПСЕ» (г. Киров). Технологические возможности

ESP players (Borets, Novomet, and others) to develop

similar solutions are assessed by industry experts as

high; their implementation depends to a key extent on

confidence in commercial prospects.

The potential of this particular ESP solutions, as well as

other, to contribute to the development of oil production

from the Bazhenov are supported by a well-developed

ESP sector in Western Siberia, including huge application

experience, a large pumping services market, and a welldeveloped

service infrastructure.

The digital transformation of the oil industry and

the technological strategy of Gazprom Neft provide

additional grounds to predict the introduction of a well

pad natural flow/artificial lift unit (complex) in the near

term. This unit will combine downhole equipment with

intellectual control and Industry 4.0 achievements,

which will allow to test the well, bring it to optimal

flow with minimal degradation of the fractures and

to maximize production efficiency by switching from

natural flow to artificial lift without having to stop and

re-complete the well (Chart 9).

ESP with extended working range is an example of

a solution that suits commercialization based on the

WLC not only through sale or lease of equipment,

but also through selling a technological service of

lifting the production fluid, with the requirement that

the customer operate the equipment according to

supplier’s guidelines, while the supplier has the ability

to remotely control the operation of the equipment.

This represents a qualitatively new consumption

format similar to ‘plug and play’ that minimizes the


ROGTEC

63

ДОБЫЧА

ведущих российских игроков в области ЭЦН

(«Борец», «Новомет» и другие) по разработке

подобных решений оцениваются отраслевыми

экспертами как высокие, их реализация зависит

в ключевой степени от уверенности в рыночных

перспективах.

Возможности данного комплекса, а также других

на основе ЭЦН, для развития добычи нефти на

Бажене поддерживаются наличием развитого

сектора ЭЦН в Западной Сибири, включая огромный

опыт применения, ёмкий рынок насосного сервиса,

наличие развитой сервисной инфраструктуры.

Цифровая трансформация отрасли и

технологическая стратегия ПАО «Газпром

нефть» позволяют прогнозировать применение в

ближнесрочной перспективе единого кустового

комплекса фонтанно-механизированной добычи.

Комплекс объединит скважинное оборудование

с интеллектуальным управлением и достижения

Индустрии 4.0, что позволит освоить скважину,

вывести ее на режим с минимальной деградацией

созданных трещин и максимально эффективно

осуществлять добычу, переходя от фонтанной

эксплуатации к механизированной без глушения и

полной смены оборудования (Рисунок 9).

УЭЦН с расширенной рабочей зоной представляет

собой пример решения, которое позволяет

осуществлять коммерциализацию оборудования на

основе ЖЦС не только через продаже или аренду

оборудования, но также через продажу услуги

(технологического сервиса) по подъёму жидкости

в течение оговоренного срока эксплуатации

скважины, при соблюдении заказчиком условий

эксплуатации оборудования и возможности со

стороны поставщика дистанционно управлять

работой оборудования. Таким образом, речь

идёт о качественно новом потребительском

формате, аналогичном «plug and play», в рамках

которого минимизируется вовлечение покупателя в

эксплуатацию и обслуживание оборудования.

Готовность заказчиков (операторов добычи) принять

такую форму взаимодействия с поставщиками

решения будет очень значительно различаться

для конкретных страновых рынков и конкретных

заказчиков.

Газлифт

Объём мирового рынка оборудования и услуг для

газлифтной эксплуатации составляет 0,6 млрд

64 ROGTEC

involvement of the consumer in the operation and

maintenance of equipment.

The readiness of customers (upstream operators) to

accept this form of interaction with solution providers

will vary significantly for specific country markets and

companies.

Gas Lift

The global market for gas lift equipment and services

amounts to $0.6 billion, of which LTO accounts for $

0.5 billion (2019).

The experience of LTO production in the U.S., Canada

and Argentina underscores the key role of gas lift,

and therefore potentially the high significance for LTO

production at the Bazhenov, given the inherent variety

of operating conditions across the vast territory of

Western Siberia.

Use of gas lift in Russia may have prospects in the regions

of Western Siberia where mixed-type (oil, natural gas, gas

condensate) fields are common: northern part of KhMAO,

YaNAO, northern part of the Krasnoyarsk region.

Due to the very limited current use of gas lift in oil

production in Russia (the eastern part of the Orenburg oil

field, developed by Gazprom Neft – Orenburg, is the only

significant project on land), the market for equipment and

services (engineering) in the field of gas lift is very narrow

at present time.

Global experience points to the maturity of the gas

lift method as a source of solutions for a complete

WLC system with low unit costs and the possibility of

implementation as an integrated project. Such solutions

can be commercialized through a project implemented

by the contractor for the full life cycle of the production

target, or by the operator assuming the function of

integrated project management.

Mobile gas lift solutions for well pads with gas sourced

from a main pipeline and excess associated petroleum

gas is utilized by being returned to the main pipeline,

may be a promising direction for developing gas lift

in Russia. A key element for this approach is mobile

compressor stations, which are increasingly used by gas

transportation companies*.

In order to form the technological and production base

for the use of gas lift at the Bazhenov, it is advisable to

* For details see https://mks.gazprom.ru/about/working/


PRODUCTION

долл., из которых на LTO приходится 0,5 млрд

долл. (2019).

Опыт добычи сланцевой нефти в США, Канаде

и Аргентине говорит о его ключевой роли, а

следовательно – о высокой потенциальной

значимости газлифта также и для добычи сланцевой

нефти на Бажене, учитывая свойственное ему

многообразие условий эксплуатации на огромной

территории Западной Сибири.

В РФ применение газлифта может иметь

перспективы в регионах Западной Сибири, где

распространены месторождения смешанного типа

(нефть, природный газ, газовый конденсат): север

ХМАО, ЯНАО, север Красноярского края.

В силу очень ограниченного текущего применения

газлифта при добыче нефти в РФ (из значимых

проектов на суше – только Восточный участок

Оренбургского НГКМ, разрабатываемый ООО

«ГПН-Оренбург»), сегмент оборудования и сервиса

(инжиниринга) в области газлифта на текущий

момент является очень узким.

Мировой опыт указывает на зрелость газлифтного

метода как источника решений для полного

ЖЦС с низкими удельными издержками и

возможностью реализации как комплексного

проекта. Коммерциализация таких решений может

осуществляться в рамках комплексного проекта,

реализуемого подрядчиком в отношении полного

жизненного цикла объекта разработки, либо когда

оператор добычи принимает на себя функции

комплексного управления проектом.

Перспективным для развития газлифта в России

может стать создание мобильных кустовых

решений для газлифтной эксплуатации,

«питающихся» магистральным газом и

утилизирующих избыток попутного нефтяного

газа для обратной сдачи в магистральный

трубопровод. Ключевым элементом для такого

подхода являются мобильные компрессорные

станции, которые все активнее применяются

газотранспортными предприятиями*.

В целях формирования технологической и

производственной базы для применения газлифта на

Бажене целесообразно сформировать российский

центр компетенций по газлифтной эксплуатации,

* Подробнее: https://mks.gazprom.ru/about/working/

form a Russian center of competence for gas lift, as well

as to develop opportunities for technology transfer to the

Russian market.

Innovative Methods of Artificial Lift

The submersible linear electric pump (SLEP; also called

positive displacement pump with submersible drive) is

one of the prospective innovative AL solutions for shale

oil production. It combines the advantages of a linear

submersible motor and a standard plunger pump used

in rod pumps – compactness, ease of installation and

maintenance. SLEP was designed for use in low-rate,

highly deviated, unconventional wells.

SLEP’s operating parameters overcome a number of key

technical and economic limitations for using AL on the

Bazhenov, including depth of reservoir (up to 3000 m),

casing diameter, dogleg severity, gas and solids.

Manufacturing of this type of equipment has been set up

in Russia by Oil Avtomatika and Triol companies. Gazprom

Neft is pursuing a SLEP technology development project,

based on its own patented solutions.

Conclusions

• The global oil industry is witnessing conditions for

qualitative changes in the field of artificial lift for LTO

production, including development of technical and

technological solutions for the full life cycle of the well.

This is expected to have serious impact on reduction

of operating costs.

• One solution of this kind that can be expected in the

near term is an ESP-based natural flow/artificial lift oil

production unit.

• Augmented with digital technologies, such solutions

have the potential to create new customer value and

new business models for oil production – for example,

a technological service for the full life cycle of the well.

• Several Russian manufacturers of artificial lift

equipment have proven capability to create advanced

technological solutions (in particular, in the areas of

ESP and SLEP).

• The Bazhenov formation is expected to become a

promising market for the manufacturers in the medium

term, while in the short term market demand will come

from fields with low-permeable reservoirs in the

Russian Federation. LTO production can serve as a

‘springboard’ market with mature and growing

demand for highly efficient solutions for artificial lift.


ROGTEC

65

ДОБЫЧА

а также возможности по трансферу технологий на

российский рынок.

Перспективные виды мехдобычи

Среди перспективных инновационных решений

для добычи сланцевой нефти можно выделить

погружной линейный электронасос (ПЛЭН; другое

название – объемный насос с погружным приводом).

ПЛЭН сочетает в себе преимущества линейного

погружного двигателя и стандартного плунжерного

насоса, используемого в ШГН – компактность,

простота установки и обслуживания. Предназначен

для применения на малодебитных, искривленных,

нетрадиционных скважинах.

Характеристики ПЛЭН преодолевают ряд

ключевых технико-экономических ограничений для

механизированной добычи на Бажене, включая

связанные с глубиной пласта (до 3000 м), а также с

диаметром обсадной колонны, кривизной скважины,

газовым фактором и мехпримесями.

Производство данного оборудования освоено в

РФ компаниями «Ойл Автоматика» и «Триол». В

компании «Газпром нефть» запущен технологический

проект по созданию ПЛЭН, в конструкции которого

заложены собственные запатентованные решения.

Выводы

• В мировой нефтедобывающей отрасли

сформировались условия для качественных

изменений в области механизированной добычи на

сланцевых месторождениях, в том числе

появление технико-технологических решений для

полного жизненного цикла скважины, способных

серьёзно повлиять на снижение операционных

расходов.

• В качестве подобного решения в ближнесрочной

перспективе ожидается комплекс фонтанномеханизированной

добычи нефти на основе ЭЦН.

• Дополненные цифровыми технологиями, такие

решения могут создать для нефтедобычи новую

потребительскую ценность и новые бизнес-модели

– например, технологический сервис для

жизненного цикла скважины.

• Целый ряд российских производителей

оборудования для механизированной добычи

имеют подтвержденную технологическую

способность создавать передовые

технологические решения (в особенности в

области ЭЦН и ПЛЭН).

• Russian suppliers of artificial lift solutions need

to be prepared to assume and maintain leadership

positions. The role of oil companies is extremely

important in forming constructive win-win

interaction with technology developers. А crossindustry

framework for consultation and

coordination is required, particularly in the fields of

standards, scientific studies, R&D, and

development of technological competencies.

This article is based on the results of the study

«Analysis of the global market for downhole

equipment for shale oil production», commissioned

by Gazprom Neft.

Sergei Rudnitsky, Oil and Gas Industry Consultant

Artyom Zatsepin, Analyst, Gazpromneft-Digital Solutions

Eugene Demin, Chief Specialist, Gazpromneft STC

Taras Yushchenko, Head of PVT and Well Operation,

Gazpromneft-Technological Partnerships

• Перспективным рынком для производителей

может в среднесрочной перспективе стать

Бажен, в ближнесрочной – месторождения с

низкопроницаемыми пластами в РФ. Опорным

рынком может стать добыча сланцевой

нефти (LTO) в мире, где востребованность

высокоэффективных решений для мехдобычи

сформировалась и будет возрастать.

• Российским поставщикам решений для мехдобычи

необходимо обеспечить готовность к тому,

чтобы занять и сохранить лидерские позиции.

Роль нефтяных компаний является исключительно

важной для формирования конструктивного

взаимодействия (подход «win-win») с поставщиками

решений. Необходим внутриотраслевой механизм

консультаций и координации – в частности,

в области стандартов, в научно-технических

разработках и формировании технологических

компетенций.

Статья основана на результатах исследования

«Анализ мирового рынка скважинного оборудования

для добычи сланцевой нефти», осуществленного по

заказу ОАО «Газпром нефть».

Рудницкий Сергей Валериевич, консультант по

нефтегазовой отрасли

Зацепин Артем Юрьевич, аналитик, ООО «Газпромнефть –

Цифровые решения»

Демин Евгений Викторович, главный специалист, ООО

«Газпромнефть НТЦ»

Ющенко Тарас Сергеевич, руководитель направления,

ООО «Газпромнефть – Технологические Партнерства»

66

ROGTEC


PRODUCTION

RDCR Well Engineering Forum

• Leading Russian Forum for Drilling and Production Professionals

• Over 500 highly qualified participants from all the leading

operators, service companies and technology vendors

• One full day of in-depth discussions, knowledge sharing and

high level networking

• Technologically Oriented Round Table Discussions

Tomorrows Wells - Delivered Today!


www.rdcr.ru

ROGTEC

67


«Газпром ВНИИГАЗ»: Особенности определения

газоконденсатных характеристик при освоении

глубокозалегающих месторождений с большой

продуктивной толщей

Gazprom VNIIGAZ: Specifics of Determination of Gas

Condensate Characteristics in the Development of

Deep-Seated Fields with Highly Productive Strata

В.И. Лапшин 1 *, А.Г. Посевич 1 , А.А. Константинов 1 , А.Н. Волков 2

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

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169300,

Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1А

V.I. Lapshin 1* , A.G.Posevich 1 , A.A. Konstantinov 1 , A.N.Volkov 2

1

Gazprom VNIIGAZ LLC, Proektiruemyj proezd 5537, 15, 1, Razvilka, s.p.

Razvilkovskoe, Leninsky dist., Moscow region, 142717, Russia

2

Branch of Gazprom VNIIGAZ in Ukhta, Sevastopolskaya str., 1A, Ukhta, Komi

Republic, 169300, Russia

В

статье на примере Карачаганакского и

Вуктыльского нефтегазоконденсатных

месторождений (НГКМ) рассмотрены особенность

и результаты определения газоконденсатных

характеристик (ГКХ) на месторождениях

68 ROGTEC

T

his article will look at the examples of the

Karachaganak and Vuktyl oil and gas-condensate

fields, reviewing the specific findings of how to determine

the gas and condensate characteristics in hydrocarbon

fields with high net reservoir thickness, and namely, the


FIELD DEVELOPMENT

углеводородов (УВ) с большой эффективной толщей,

а именно: компонентного состава пластового

газа, потенциального содержания УВ С 5+

, физикохимических

свойств конденсата (плотности,

молекулярной массы), PVT-характеристик пластового

газа, прогнозных зависимостей потенциального

содержания УВ С 5+

при снижении пластового

давления. Показано, что залежь Карачаганакского

НГКМ является классическим примером того, как

влияние сил гравитации приводит к существенному

изменению состава и других ГКХ по толщине

залежи. Наиболее выражена дифференциация по

УВ С 5+

. Концентрация группы УВ С 5+

увеличивается

с глубиной (3700...5200 м) в 3 и более раз. Также

увеличиваются плотность и молекулярная масса

конденсата.

В статье изложены два метода расчета изменения

компонентного состава по глубине залежи,

предложенные: один - В.Ф. Перепеличенко;

другой - А.И. Брусиловским и О.Ю. Баталиным,

которые основывались на строгих соотношениях

термодинамики и конкретном учете реальных

свойств флюидов. Показано, что расчетные значения

изменения содержания УВ С 5+

по глубине залежи

несколько отличаются от фактических, что, очевидно,

связано с использованием упрощенной модели

пластовой смеси, в которой УВ С 5+

моделировались

только н-унодеканом (пС 11

Н 24

).

Приведены начальные термобарические условия

залегания, а также компонентный состав

пластовой смеси Вуктыльского НГКМ. В отличие

от Карачаганакского НГКМ содержание УВ С 5+

по разрезу залежи Вуктыльского НГКМ меняется

не так существенно, а именно от 308 до 382,5 г/м 3 ;

с увеличением глубины залежи увеличиваются

плотность и молекулярная масса С 5+

. Анализ

результатов исследований фазовых превращений

пластовой газоконденсатной смеси Вуктыльского

НГКМ на установках PVT позволил определить

фазовые характеристики пластовой смеси данного

месторождения. Для оценки текущего содержание

УВ С 5+

и конденсатоизвлечения в процессе снижения

пластового давления рассчитан баланс распределения

УВ С 5+

, ожидаемого в процессе разработки объектов

Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ.

Ввиду того что изменение данных ГКХ по глубине

залежи на различных НГКМ в зависимости от условий

формирования может проявляться по-разному, для

сравнения степени изменения ГКХ по глубине авторами

введено понятие интенсивности изменения (градиента)

ГКХ с глубиной залежи. Градиент содержания УВ

С 5+

на Карачаганакском НГКМ в 5 раз выше, чем на

Вуктыльском НГКМ, а изменение плотности

component composition of the formation’s gas, potential

content of C 5+

hydrocarbons (HC), physicochemical

properties of the condensate (density, molecular mass),

PVT-characteristics of the formation gas and, predicted

behavior of the C 5+

HC content under formation drawdown

conditions. It has been illustrated that the Karachaganak oil

and gas-condensate field is a classic example of how the

impact of gravitational forces brings significant changes in

the composition and other gas-condensate characteristics

across the depth of the stratum. The differentiation is vividly

expressed on the example of C 5+

HC. Concentration of

the C 5+

HC group grows 3+ times as the depth increases

(3700m to 5200m). The density and molecular mass of

condensate increases as well.

The two methods for calculating the compositional change

across the formation’s depth are presented in this article:

one was elaborated by V.F. Perepelichenko, the other by

A.I. Brusilovsky and O.Y. Batalin, who built their approach

on a strict correlation of thermodynamics and specifically

accounted for the real properties of the fluids. It has been

demonstrated that the estimated values of change in the

content of C 5+

HC taking place across formation depth, are

somewhat different from the actual ones, which is obviously

related to the fact that a simplified model of formation fluid

mix was applied, where the C 5+

HC group was simulated

with the use of n-undecane (nC 11

H 24

) only.

The initial PVT-characteristics of the mode of occurrence

have been displayed, including the component composition

of the formation fluid mix at the Vuktyl oil and gascondensate

field. Differently to the Karachaganak oil and

gas-condensate field, the content of C 5+

HC at the Vuktyl oil

and gas-condensate field varies across the profile of the

deposit not so significantly, namely, from 308 to 382 g/m 3 ,

and the C 5+

density and molecular mass increase as the

depth grows. The analysis of findings of the researched

phase transformations of gas-condensate fluid mix at the

Vuktyl oil and gas-condensate field, carried out on PVTunits,

made it possible to determine the phase curves of

the formation fluid mix of this field. To evaluate the current

content of C 5+

HC and condensate recovery in the process

of formation pressure drawdown, the C 5+

distribution

balance was calculated, which has been predicted in the

process of development of the targets at the Karachaganak

and Vuktyl oil and gas-condensate fields.

Due to the fact that gas condensate properties may

vary differently across different depths at various oil and

gas-condensate fields, depending on their formation

environment, the concept of the variation rate (gradient)

for gas condensate characteristics was introduced by the

authors, to compare the degree with which gas-condensate

characteristics vary as the occurrence depth grows. The C 5+

HC gradient at the Karachaganak oil and gas-condensate

field is 5 times higher than it is at the Vuktyl


ROGTEC

69


и молекулярной массы интенсивнее в 1,2...1,5

раза. Незначительное, порядка 20 %, увеличение

содержания С 5+

при значительной мощности (более

800 м) продуктивного горизонта на Вуктыльском НГКМ

свидетельствует о том, что гравитационный фактор

не являлся превалирующим при формировании этой

залежи.

oil and gas-condensate field, and the change in density

and molecular mass is 1.2 to 1.5 times more intensive. The

inconsiderable increase in the content of C 5+

, circa 20%,

with significant thickness (over 800 m) of the productive

horizon at the Vuktyl oil and gas-condensate field, testifies

that the gravity factor was not prevailing during formation of

this occurrence.

В последние годы открыты и введены в разработку

уникальные по запасам глу-бокозалегающие

месторождения - газоконденсатные (ГКМ) и

нефтегазоконденсат-ные (НГКМ), которые имеют

либо большую мощность, такие как Карачаганакское

и Вуктыльское НГКМ, либо огромную площадь,

например, Астраханское ГКМ, ачи-мовские залежи

Уренгойского НГКМ, Оренбургское НГКМ и др. [1].

Определение газоконденсатных характеристик (ГКХ)

данных месторождений связано с наличием аномально

высокого пластового давления (АВПД), высокими

температурами, низки¬ми коллекторскими свойствами

вскрытых пластов. При значительной мощности

за-лежи под действием сил гравитации происходит

изменение ГКХ по глубине. Если же площадь

залежи существенно больше ее толщины, возможно

изменение ГКХ по площади. В ряде случаев существует

вероятность изменения ГКХ как по глубине, так и по

площади.

К основным ГКХ углеводородных флюидов и

продукции газоконденсатных и нефтегазоконденсатных

залежей относятся 1 : компонентный состав пластового

газа; потенциальное содержание (ПС) углеводородов

(УВ) С 5+

; физико-химические свойства конденсата

- плотность (ρ) и молекулярная масса (М, г/моль);

изотермы

конденсации

пластового

газа; баланс

распределения УВ

С 5+

при сниже¬нии

пластового

давления и др.

В статье на примере

Карачаганакского

и Вуктыльского

НГКМ (табл. 1)

рассмотрены

особенность

и результаты

определения

начальных ГКХ на

месторождениях с

большой толщиной

продуктивного

пласта.

Глубина залегания, м

Occurrence depth, m

Пластовое давление Pпл (среднее), МПа

Formation pressure RP (average), MPa

АВПД

Abnormally high formation pressure

Пластовая температура Т пл,

К

Formation temperature RT, К

Коллектор

Reservoir

Пористость, %

Porosity, %

Проницаемость, мкм 2

Permeability, mkm 2

Параметр

Parameter

Начальное содержание С 5

Н 12+

в сухом газе, г/м 3

(для газоконденсатной части залежи)

Initial content of С 5

Н 12+

in dry gas, g/m 3

(for the gas condensate part of the occurrence)

Several gas-condensate and oil and gas-condensate fields,

which are unique by their deep-seated reserves, were

discovered and brought into development in recent years.

They are featured either with high thickness, such as the

Karachaganak and Vuktyl oil and gas-condensate fields,

or with vast area, such as , for instance, the Astrakhan

gas-condensate field, the Achimov deposits of the Urengoy

oil and gas-condensate field, the Orenburg oil and gascondensate

field and some others [1]. Determining the

gas-condensate characteristics of these fields is related

to the presence of abnormally high formation pressure,

high temperatures, low reservoir characteristics of the

penetrated formations. In the conditions when a deposit

has considerable thickness, gas-condensate characteristics

vary as the depth grows, due to gravity force. And if the

deposit area is much greater than its thickness, gascondensate

characteristics may vary across the area as

well. In several cases, there is probability that the gascondensate

characteristics change both with the depth and

across their area.

The basic gas-condensate characteristics of the fluids and

products of gas-condensate and oil and gas-condensate

deposits include: the component composition of formation

gas; potential content of C 5+

(HC); physicochemical

properties of condensate – density (ρ) and molecular mass

Карачаганакское НГКМ

Karachaganak field

3730...5000

(газоконденсат-gas-condensate)

52...64

1,2...1,4

334...367

Карбонатный - Carbonaceous

5,5...24

0,12-10-3...3,0

350...1000

Вуктыльское НГКМ

Vuktyl field

2400...3500

34,4...37,3

-

320...338

7,3...15,4

0,1-0-3...4,5

308...382,5

Таблица 1: Основные геологические характеристики газоконденсатных залежей Карачаганакского и

Вуктыльского НГКМ

Table 1: Basic geologic summary on the Karachaganak and Vuktyl oil and gas condensate fields

70 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

Карачаганакское НГКМ

Карачаганакское НГКМ расположено в под-солевых

отложениях Прикаспийской впадины в интервале

глубин 3600.. .5600 м. Залежь приурочена к крупному

карбонатному массиву размерами 15^30 км;

высота продуктивной толщи составляет 1600 м. В

продуктивной части обосновано выделение девонской,

каменноугольной и пермской систем. Месторождение

введено в разработку в 1984 г.

Значение Р пл

в залежи изменяется от 52 МПа у кровли

(на глубине 3700 м) до 60 МПа у подошвы (на глубине

5200 м), в этом же интервале отметок значение Т пл

воз-растает от 343 до 358 К (рис. 1). Начальный

компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из

скважин Карачаганакского НГКМ, приведен в табл. 2.

Залежь служит классическим примером того, как

влияние сил гравитации приводит к существенному

изменению состава и других ГКХ по глубине залежи.

Наиболее выражена дифференциация по содержанию

УВ С 5+

, концентрация которых увеличивается с

глубиной в три и более раз; аналогично ведут себя р и

M конденсата (рис. 2). Содержание компонентов

С 2

...С 4

и CO 2

практически не меняется, а сероводорода

- увеличивается незначительно.

(M, g/mole); formation gas condensation isotherms; the C 5+

HC group distribution balance under formation pressure

drawdown, etc.

This article, with the Karachaganak and Vuktyl oil and gascondensate

field examples (Table 1) reviews the specifics

and findings of determining the initial characteristics at the

fields with a high thickness of the productive strata.

Karachaganak Oil and Gas-Condensate Field

The Karachaganak oil and gas-condensate field is located

in the subsalt layers of the Caspian Depression, in the

interval of 3600 to 5600m. The deposit is confined to

solid carbonate massif, 15x30 km in size, the height of

productive thickness amounts to 1600m. The Devonian,

Carboniferous, and Permian systems have been sufficiently

delineated in the effective pay. The field was brought into

development in 1984.

The formation pressure (P r

) value of the deposit ranges from

52 MPa, at the top (the depth of 3700m) to 60 MPa, at the

bottom (the depth of 5200m), the formation temperature (T r

)

value increases from 343K to 358K within this interval range

(Fig.1). The initial component composition of the formation

fluid mix recovered from the Karachaganak oil and gascondensate

field is presented in Table 2.

В случае залежей

с продуктивным

пла-стом

большой толщины

традиционный подход

к определению

компонентного

состава может

привести к

неточной оценке

запасов УВ и,

как следствие,

показателей

разработ-ки.

Первые оценки

[2] изменения

компонентного

состава по разрезу

продуктивной

толщи

Карачаганакского

НГКМ проводились

по формуле

Больцмана с

использованием

выражения

где η i

,- - молярная

доля i-го

компонента

Скважина

Well

2

6

100

107

118

101

2

6

11

115

35

11

14

19

121

9

7

5

20

207

Интервал

перфорации, м

Perforation

interval, m

3777...3791

4975

3737...3850

3880...3930

3842...4323

3758...4470

3992...4312

4154...4343

3803...4830

4360...4528

4427...4543

4559...4798

4700...4722

4698...4728

4850...4982

4870...4965

4793...5053

4950...4995

4968...4981

5054...5063

5060...5080

5044...5177

Середина

интервала

перфорации, м

Perforation interval

medium, m

3784,0

4997

3793,5

3905,0

4082,5

4114,0

4152,0

4248,5

4316,5

4444,0

4485,0

4678,5

4711,0

4713,0

4916,0

4917,5

4923,0

4972,5

4974,5

5058

5070

5110

Содержание пластовой смеси, % мол.

Formation fluid mix content, % mole

С 2

…С 4

С 5+

10,24

9,41

9,9

9,74

9,55

9,6

12,56

9,37

10,50

12,09

10,22

11,18

8,04

10,93

9,13

10,20

11,8

10,58

11,62

9,03

11,4

11,63

Таблица 2: Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из скважин

Карачаганакского НГКМ на различных глубинах

Table 2: Initial component composition of formation fluid mix recovered from wells of the Karachaganak oil and

gas-condensate field at various

5,36

9,33

-

7,19

6,71

7,69

7,25

6,69

7,90

7,49

7,23

7,83

8,9

8,73

9,58

9,94

12,06

10,72

10,04

13,36

10,4

18,26

3,39

3,65

3,11

3,46

3,32

3,53

3,33

3,11

3,80

4,79

3,88

3,63

3,85

3,48

6,17

3,41

4,10

5,34

3,29

3,36

3,42

4,69

5,82

5,22

5,33

5,35

5,18

5,17

6,62

5,33

5,90

3,27

6,23

5,01

2,89

6,28

3,03

6,16

5,20

3,54

6,35

5,73

6,08

3,94

0,59

0,55

0,92

0,54

1,18

0,85

0,35

0,92

0,63

0,57

0,64

0,77

0,6

0,92

0,69

0,56

-

1,52

0,95

0,59

0,82

0,89

Конденсат С 5+

Condensate С 5+

H 2

S CO 2

N 2

М, г/моль

M, g/mole

140

164

142

148

140

148

156

146

160

149

149

154

155

154

165

165

188

170

172

190

206

227

ПС, г/м 3

PC, g/m 3

312

717

330

442

390

473

470

406

532

464

448

501

573

559

657

682

943

758

718

1055

933

1724


ROGTEC

71


h,м

3500

Кровля

Top

Кровля

Top

4000

4500

5000

ГНК

ВНК

ГНК

ВНК

5500

51 55 59 63 67 330 340 350 360 370

а

P пл

, МПа

Рис. 1: Зависимость Р пл

(а) и Т пл

(б) на Карачаганакском НГКМ от глубины залегания (h) УВ: ВНК, ГНК - водо- и газонефтяной

контакты соответственно

Fig 1: Correlation between RP (a) and RT (b) and the occurrence depth (h) at Karachaganak oil and gas-condensate field: ВНК, ГНК – stand

for OWC and GOC, correspondingly

б

Т пл

, К

смеси на глубине h; h 0

- глубина залегания кровли;

M i

- молекулярная масса ,i-го компонента смеси; g -

ускорение свободного падения; R - универсальная

газовая постоянная.

О.Ю. Баталиным, А.И. Брусиловским и др. [2-5]

предложен более точный метод расчета изменения

компонентного состава и давления по глубине залежи.

Метод основывается на строгих соотношениях

термодинамики, бо-лее корректно учитывает реальные

свойства флюидов и в окончательном варианте представлен

следующей формулой [5]:

(1)

The deposit is a classic example of how the effect of gravity

results in a significant change of the composition and other

gas-condensate characteristics across the thickness of a

reservoir. The differentiation on the content of the C5+ HC

group is most signified; whose concentration grows three

and more times as the depth grows; the P and M values

of the condensate behave in a similar way (Fig.2). The

content of the C 2

…C 4

and CO 2

components practically

does not change, while the hydrogen sulfide content grows

inconsiderably.

If we have deposits with productive strata of high thickness,

any traditional approach to determine the component

composition may bring us to an inaccurate estimation of

HC reserves and to false field development indicators, as

a result of that. The initial estimations [2] of changes in the

component composition across the profile of the productive

strata at the Karachaganak oil and gas-condensate field

were carried out according to the Boltzmann formula with

the use of the expression:

(2)

где f i

(h 1

) - летучесть i-го компонента на глу-бине h 1

; f i

(h 2

)

- искомое значение летучести на глубине h 2

.

В табл. 3, 4 приведены результаты расче¬та состава

модельной смеси, подобной по составу пластовой

смеси Карачаганакского НГКМ, при изменении глубины

where η is a molar fraction of i-component of the formation

fluid mix at depth h; h 0

is the depth of the occurrence top;

M i

is molecular mass of the i-component of the fluid mix; g

is gravity acceleration, R is universal gas constant.

(1)

72 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

h,м

3500

а

б

4000

4500

5000

ГНК

ВНК

ГНК

ВНК

5500

200 600 1000 1400 1800 120 140 160 180 200 220 240

ПС С 5+

г/м 3 в сухом газе - C 5+

PC, g/m 3 in dry gas

М, кг/кмоль - M, kg/kmole

Рис. 2: Зависимость ПС (а) и молекулярной массы (б) конденсата Карачаганакского НГКМ от глубины

Fig 2: Correlation of PS (a) and the molecular mass (b) of condensate at Karachaganak field with the depth

от h 0

= 4000 м до h = 5000 м. Расчеты, результаты

которых приведены в табл. 3, проведены авторами

статьи по формуле (1). Изменение состава модельной

смеси, приведенное в табл. 4, расcчитано по формуле

(2) [5]. Глубина оценивалась исходя из представленных

в табл. 3, 4 температур, шаг изменения h = 200 м.

Результаты расчетов (см. табл. 3, 4) имеют

незначительное расхождение, что свидетельствует о

возможности использования для оценочных расчетов

более простой методики ВолгоУралНИПИгаза.

O.Y. Batalin, A.I. Brusilovsky, and some others [2-5],

suggested a more accurate method for calculation of

variation in the component composition and pressure

across the depth of an occurrence. The method is based

on strict correlations of thermodynamics and it takes more

accurate account of the real properties of fluids, and in its

final form, it can be presented with the following formula [5]:

(2)

4200

Абсолютная отметка, м - Actual elevation, m

Параметр - Parameter

4000

4400 4600 4800

Содержание nС 11

H 24

, г/м 3

388,8 424,1

Content of nC 11

H 24

, g/m 3 462,0 502,7 546,2

H 2

S

3,69 3,703 3,713 3,722 3,728

CO 2

4,79 4,839 4,886 4,930 4,971

N 2

0,70 0,700 0,699 0,697 0,696

CH 4

75,40 74,735 74,041 73,321 72,565

C 2

H 6

5,45 5,454 5,455 5,453 5,447

C 3

H 8

2,62 2,647 2,673 2,697 2,720

iC 4

H 10

0,43 0,439 0,447 0,455 0,464

nC 4

H 10

0,94 0,959 0,977 0,996 1,013

nC 11

H 24

5,98 6,522 7,105 7,731 8,401

Т пл

, К - RT, K

343,0 345,8 348,6 351,4 354,2

P пл

, МПа - RP л

, MPa

58,1 59,0 59,9 60,8 61,7

Содержание, % мол - Content, % mole

Таблица 3: Результаты расчета состава модели пластовой смеси Карачаганакского НГКМ по глубине

(методика ВолгоУралНИПИгаза)

Table 3: Findings of the calculation of the model fluid mix at Karachaganak oil and gas-condensate field across

its depth

5000

3,732

5,008

0,694

71,770

5,438

2,740

0,471

1,031

9,116

357

62,7

592,7

where f i

(h 1

) is fugacity

of the i-component

at depth h 1

; f i

(h 2

) is

the target value of

fugacity at depth h 2

.

Tables 3 and 4

illustrate the findings

of the calculated

composition of the

model mixture which,

by its composition,

is similar to the

formation fluid mix at

the Karachaganak oil

and gas-condensate

field, with the depth

values ranging

from h 0

=4000 mto

h=5000m. The


ROGTEC

73


Расчет более

точным методом [5]

свиде-тельствует,

что содержание

nC 11

H 24

, моделирующего

в расчетах

группу УВ С 5+

,

изменяетс¬я с

глубиной от 5,98 (h 0

)

до 8,95 (h 0

+ 1000

м), т. е. практически

возрастает в 1,5

раза. Аналогично

ведут себя

плотность и

молекулярная

масса стабильного

конденсата. Вместе

с тем молярная

доля метана в

смеси уменьшается

на 4,19 %.

Содержание гомологов метана в пластовом

газе изменяется в среднем от 9,44 до 10 % мол.

Наблюдается относительное по-стоянство количества

неуглеводородных компонентов (H 2

S и С0 2

).

h,м

3500

4000

Содержание, % мол - Content, % mole

H 2

S

CO 2

N 2

CH 4

C 2

H 6

C 3

H 8


iC 4

H 10

nC 4

H 10

nC 11

H 24

Т пл

, К - RT, K

P пл

, МПа - RP л

, MPa

ПС 5+

, г/м 3 - PC 5+

, g/m 3

h 0

= 4000

3,69

4,79

0,7

75,4

5,45

2,62

0,43

0,94

5,98

343

58,1

388

Абсолютная отметка, м - Actual elevation, m

h 0

+ 200 h 0

+ 400 h 0

+ 600 h 0

+ 800

Примечание: ПС С 5+

в расчетах приводятся в граммах на метр кубический с учетом того, что молекулярная масса С 11

H 24

равна 153,3 г/моль.

Note: PC of С 5+

is presented in the calculations in grams per cubic meter, with account of the molecular mass of C 11

H 24

being equal to 153.3 g/mole.

Таблица 4: Изменение состава модели пластовой смеси Карачаганакского НГКМ по глубине [5]

Table 4: Change in the composition of the reservoir model of the Karachaganak oil and gas condensate field in

depth [5]

Факт - Actual

расчет - Estimated

3,76

4,86

0,7

74,58

5,48

2,67

0,44

0,97

6,54

345,8

59

425

3,83

4,93

0,69

73,73

5,52

2,72

0,45

1,00

7,13

348,6

59,9

463

calculations, whose findings are presented in Table 3,

were carried out by the authors according to the formula

(1). Changes in the composition of the model mixture,

presented in Table 4, were calculated according to the

formula (2) [5]. Depth was estimated based on the values

of temperature, presented in Tables 3 and 4, height size

increment, h = 200 m.

The calculation findings (see Tables 3 and 4) have

inconsiderable divergence which speaks for possibility

to use a simpler estimation technique applied by

VolgoUralNIPIgas.

3,9

5

0,69

72,88

5,54

2,76

0,47

1,03

7,73

351,4

60,8

502

3,96

5,07

0,69

72,05

5,56

2,8

0,48

1,05

8,34

354,2

61,7

542

h 0

+1000

4,02

5,14

0,69

71,21

5,58

2,84

0,49

1,08

8,95

357

62,7

581

4500

5000

ГНК

ВНК

5500

200 400 600 800 1000

На рис. 3 приведено сравнение резуль-татов

расчетных [2-5] и фактических значе-ний изменения


по глубине

Карачаганакского НГКМ. Следует отметить, что

74 ROGTEC

ПС С 5+

г/м 3 - C 5+

PC, g/m 3

Рис. 3: Сравнение расчетных и фактических содержаний С 5+

по

глубине Карачаганакского НГКМ

Fig 3: Correlation of the estimated and actual content of С 5+

across

the depth of the Karachaganak oil and gas-condensate field

Calculating with the use of a more accurate technique

[5] testifies that the content of nC 11

H 24

, which is used

to simulate the C 5+

HC group in the calculations,

changes as the depth grows from 5.98 (h 0

) to 8.95

(h 0

+1000m), i.e. it actually increases 1.5 times. Density

and molecular mass of stable condensate behaves in a

similar way. Alongside with that, the molar fraction of the

mixture’s methane decreases by 4.19 %. The content

of homologous compounds of methane in the formation

gas range in average from 9.44 to 10% of mole. One can

see relative stability in the quantity of non-hydrocarbon

components (H 2

S and C0 2

).

Fig.3 presents comparative findings of the estimated [2-5]

and actual values of the C 5+

HC content changing along

with the depth of Karachaganak oil and gas-condensate

field. It should be noted that the estimated values of the

condensate potential content (PC) are a little different from

the actual ones which is apparently related to the use of a

simpler model of the formation fluid mixture, where the C 5+

HC group was simulated with n-undecane (nC 11

H 24

) only.


FIELD DEVELOPMENT

расчетные значения

потенциального содержания

конденсата

несколько отличаются

от фактических, что,

по-видимому, связано

с использованием

упрощенной модели

пластовой смеси,

в которой УВ С 5+

моделировались только

н-ундеканом (nC 11

H 24

).

С учетом изменений термобарических условий

ГКХ в процессе освоения на Кара-чаганакском

НГКМ выделены три эксп-луатационных объекта: I -

газоконденсатный нижнепермский с нижней границей

на глубине 4550 м; II - газоконденсатный в карбоне с

нижней границей на глубине 5000 м; III - нефтяной в

карбоне на глубине более 5000 м (табл. 5).

Для оценки текущего содержания и ко-эффициента

извлечения конденсата (КИК) С 5+

в процессе

снижения Р пл

рассчитан 2 баланс распределения УВ

С 5+

, ожидаемого в процессе разработки I объекта

рассматриваемого месторождения (табл. 6 и рис. 4).

Табл. 6 и рис. 4 показывают, что КИК может составить

по I объекту разработки 41,5 %, а с учетом давления

г/м 3 g/m 3

500

400


Этаж газоносности, м - Gas column, m

Эффективная мощность (максимальная), м - Net pay, (maximal), m

Начальное значение P пл

(среднее), МПа - Initial value, RP (average), MPa

T пл

(средняя), °С - Mp (average), °С

ПС С 5+

в газе сепарации, г/м 3 - PC С 5+

in dry separator gas, g/m 3

Газосодержание нефти, м 3 /т - Gas oil ratio, m 3 /ton

Таблица 5: Геолого-физическая характеристика I, II и III объектов Карачаганакского НГКМ

Table 5: Geological setting of the targets I, II and III at the Karachaganak oil and gas-condensate

Taking into account variations in PVT-properties of the gas

condensate characteristics in the process of developing

the Karachaganak oil and gas-condensate field, three

development targets have been delineated: I - gascondensate

Low Permian target with the bottom boundary

at the depth of 4550 m; II – gas-condensate target in the

Carboniferous system with the bottom boundary at the

depth of 5000m; III – oil target in the Carboniferous system

at the depth of more than 5000m (Table 5).

To evaluate the current content and condensate recovery

factor (CRF) of C 5+

in the process of formation pressure

(P r

) drawdown, the balance of C 5+

HC distribution was

calculated which has been predicted in the process of

developing target I of the field under consideration (Table

6 and Fig.4). Table 6 and Fig.4 illustrate that CRF of the

development target I may amount to 41.5%, and with

I

750...850

490

53,9

75

470

-

Объект - Target

II

700...800

300

56,9

83

640

-

50%

40

III

200

170

60

87

-

600

300

30

200

20

100

10

0

0

0 10 20 30 40 50 60

Пластовые потери, г/м 3

Formation losses, g/m 3

ПС в газовой фазе, г/м 3 КИК, %

PC in gas phase, g/m 3 CRF, %

P пл

, МПа - RP (rock pressure)

Накопленный отбор, г/м 3 Текущее содержание, г/м 3

Accumulated recovery, g/m 3 Current content, g/m 3

Рис. 4: Баланс распределения C 5+

в функции давления (Карачаганакское НКГМ, I объект)

Fig 4: C 5+

distribution balance in the pressure function (Karachaganak field, Target I)


ROGTEC

75


забрасывания

(Р збр

~ 15 МПа),

по-видимому,

не превысит 33

%. Аналогичные

расчеты показали,

что КИК для II

объекта разработки

(начальное

содержание С 5+

равно 640 г/м 3 )

соответственно

составит примерно

35 % при Р пл

= 0,1

МПа, а при Р збр

= 15

МПа, не превысит

29 %.

Этап

Stage

P пл

, МПа

RР, МPa

Пластовые

потери С 5+

, г/м 3

Formation

losses of С 5+

, g/m 3

Таблица 6: Результаты расчета баланса распределения С 5+

в процессе снижения пластового давления

(Карачаганакское НКГМ, I объект)

Table 6: Findings of the calculated balance of the С 5+

group distribution in the process of formation pressure drawdown

Вуктыльское

НГКМ

Вуктыльское НГКМ введено в опытно-промышленную

эксплуатацию в 1968 г. Пластово-массивную

газоконденсатную за-лежь вмещают преимущественно

карбонат-ные каменноугольные и нижнепермские

отложения, залегающие на глубинах 2100...3300

м. Вскрытый разрез (до глубины 6,4 км) слагается

силурийскими, девонскими, каменноугольными,

пермскими, триасовыми и четвертичными

отложениями. Основная залежь Вуктыльского

НГКМ приурочена к органогенным известнякам,

продуктивная толща которых по вертикали составляет

около 800 м. Известняки перекрыты 50.. .100-метровой

покрышкой. Залежь массивная сводовая, тектонически

h,м

2400

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

54,5

41,0

35,0

30,0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

2,5

0,1

0,00

0,00

90,90

173,60

240,70

282,50

299,70

299,20

288,20

280,50

275,60

Текущее содержание

С 5+

, г/м 3

Current content of

С 5+

, g/m 3

471,00

471,00

417,53

308,90

202,13

112,54

55,44

37,11

59,92

107,35

182,40

Накопленный

отбор С 5+

, г/м 3

Accumulated recovery

of С 5+

, g/m 3

0,00

47,10

88,85

119,74

139,96

151,21

156,75

160,46

166,46

177,19

195,43

Содержание С 5+

в

газовой фазепласта, г/м 3

Content of С 5+

in gas

phase of formation, g/m 3

471,00

423,90

291,25

177,62

90,31

37,28

14,52

11,38

16,38

13,28

0,00

КИК, %

CRF, %

0,00

10,00

18,86

25,42

29,71

32,10

33,28

34,07

35,34

37,62

41,49

account of backing up pressure (P bu

~ 15MPa) it would

hardly exceed 33%. Similar calculations testify that the

CRF value for the development target II (initial C 5+

content

equals 640 g/m 3 ) would correspondingly amount to circa

35%, with the formation pressure R P

=0.1 MPa, while, with

account of the backing up pressure P bu

= 15 MPa, it would

not even exceed 29%.

Vuktyl Oil and Gas-Condensate Field

The Vuktyl oil and gas-condensate field was brought into

pilot development in 1968. The massive blanket deposit

of gas and condensate comprises the carbonate coal

and Low Permian deposits occurring at depths of 2100m

2600

2800

3000

3200

3400

34 35 36 37 38 320 325 330 335 340

а

P пл

, МПа

б

Т пл

, К

Рис. 5: Начальные термобарические условия залегания пластовой смеси Вуктыльского НГКМ: а - давление; б - температура

Fig 5: Initial PVT properties of the formation fluid mix at Vuktyl oil and gas-condensate field: а - pressure; б - temperature

76 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

Скважина

Well

Возраст

отложений

Deposit Age

Интервал перфорации

(средняя глубина), м

Perforation interval

(average depth), m

ПС С 5+

, г/м 3

PC С 5+

, g/m 3

Содержание, % мол.

Content, % мол.

СH 4

С 2

H 6

С 3

H 8

С 4

H 10

С 5+

M, г/моль ρ, г/см 3

С 5+

3

8

Нижняя пермь

Low Permian

2413...2874 (2643)

2746,8...2562,7 (2654)

338,2

319,8

74,8

74,3

8,7

9,4

3,9

3,9

1,8

1,8

6,4

6,2

127

123

0,7382

0,7419

11

12

21

Средний карбон

и нижняя пермь

Middle

Carboniferous

and Low Permian

2322...2348;

2442...2607 (2464)

2847...2515 (2682)

3248...2982 (3115)

349,9

299,3

345,5

74,2

75,6

75,6

9,0

9,1

7,7

3,9

3,5

3,5

1,5

1,5

1.9

7,0

5,9

6,6

120

122

126

0,7360

0,7409

0,7478

26

28

Средний карбон

Middle

Carbonieferous

3230...3324 (3277)

3366...3332 (3349)

365,1

357,4

73,8

74,8

9,2

9,1

3,9

3,8

1,9

1,8

6,5

6,4

135

134

0,7581

0,7573

14

Нижний карбон

Low

3194...3309;

3378...3390 (3292)

375,0

74,6

8,9

3,8

1,8

6,5

130

0,7487

Таблица 7: Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из скважин Вуктыльского НГКМ [1]

Table 7: Initial component composition of the formation fluid mix recovered from wells of the Vuktyl field [1]

ограниченная.

Резервуар залегает

в диапазоне глубин

2400...3300 м.

Имеется нефтяная

оторочка.

Начальные

P макс.конд

, МПа: - Pmc, МPа:

термобарические

условия залегания • стабильного С 5+

- • stable С 5+

пластовой смеси

Вуктыльского НГКМ:

Р пл

= 34,8...37,3

МПа, Т пл

= 320...338

К. С глубиной

увеличиваются как

пластовое давление, так и температура (рис. 5).

Начальный компонентный состав пластовой смеси

представлен в табл. 7, согласно которой содержание

конденсата почти линейно (от 308 до 382,5 г/м 3 )

изменяется по разрезу залежи. Доля основных

компонентов С 2

...С 4

по мере углубления остается

практически неизменной, а плотность и молекулярная

масса УВ С 5+

увеличиваются.

В процессе разведки и в начале освое-ния

Вуктыльского НГКМ исследованы фазо-вые

превращения пластовой газоконденсатной смеси на

установках PVT 3 (УГК-3). Результаты этих исследований

(табл. 8) свидетельствуют о следующем:

• давление начала конденсации (Р начконд

) изменяется от

32,6 до 34,6 МПа;

• давление максимальной конденсации (Р максконд

)

нестабильного конденсата - от 15 до 17,6 МПа;

^ количество выпавшего нестабильного конденсата

при Р максконд

- в диапазоне 490...550 см 3 /м 3 ;

стабильного - в диапазоне 295...395 см 3 /м 3 ;

Показатель - Parameter Скв. 8 Скв. 11 Скв. 21 Скв. 26 Скв. 14 Скв. 3

Середина работающего (вскрытого) интервала, м

Class mark of producing (penetrated) interval, m

P пл

, МПа - RP, MPa

T пл

, К - RT, К

P нач.конд

, МПа, нестабильного С 5+

- Рdp, МPа, unstable С 5+

• нестабильного С 5+

- • unstable С 5+

Недонасыщенность системы, % / System undersaturation, %


, г/м 3 - Content of С 5+

, g/m 3

2536

Таблица 8: Результаты PVT-исследований пластового газа скважин Вуктыльского НГКМ

Table 8: Findings of the PVT-research of formation gas at the Vuktyl oil and gas-condensate field

34,8

325,6

32,6

17,5

10,0

6,32

319

2392

33,7

320,6

30,2

17,5

15,1

10,38

349

2941

35,3

334,4

33,9

15,0

11,0

3,96

345

3107

36,5

335,6

34,6

17,6

15,0

5,20

365

3223

36,3

334,3

34,2

17,4

10,0

5,78

375

2965

34,5

321,15

34,2

15,2

10,0

0,86

338

to 3300m. The penetrated section (down to depth of

6.4 km) is composed of Silurian, Devonian, Carboniferous,

Permian, Triassic and Quarternary deposits. The major pool

of the Vuktyl oil and gas-condensate deposit is confined

to organic limestones, the productive thickness of which

amounts to about 800m vertically. The limestones are covered

with cap rock of 50 to 100m in length. This is a massive roof

deposit, limited by faults. The reservoir occurs in the depth

range of 2400 to 3300m. Oil fringe is present there.

The initial PVT properties for the occurrence of the

formation fluid mix at the Vuktyl oil and gas-condensate

field are as follows: P r

= 34.9....37.3 MPa, T r

= 320…338 K.

Both the formation pressure and the temperature increase

as the depth grows (Fig.5)

The initial component composition of the formation fluid mix

is presented in Table 7, according to which the condensate

content change is almost linear across the section of the

occurrence (308 to 382.5 g/m 3 ). The fraction of major

components of C 2

…C 4

remains, as the depth grows,

practically unchanged, while density and molecular mass of

C 5+

HC increase.


ROGTEC

77


• недонасыщенность системы - от 0,86 до 10,38 %;

• по мере увеличения глубины умень-шается

недонасыщенность, или разница между P пл

и P нач

.конд

На базе начальных максимальных и минимальных

значений ПС С 5+

рассчитаны кривые динамики

содержания С 5+

, которые, в принципе, отражают

фактическое изменение содержания конденсата в

добываемом пластовом газе в процессе разработки

месторождения (рис. 6). Подобный подход к

прогнозированию содержания С 5+

при снижении

позволяет наиболее корректно описывать диапазон

возможного фактического изменения содержания C 5+

в

процессе разработки залежи.

Р.М. Тер-Саркисовым и др. [6] приведены результаты

расчетного моделирования изменения состава газа

по скважинам Вуктыльского НГКМ при снижении

Р пл

(табл. 9), которые в целом отражают возможное

изменение содер-жания отдельных компонентов смеси

в процессе разработки.

Авторами настоящей статьи рассчитан усредненный

баланс распределения углеводородов С 5+

в процессе

разработки Вуктыльского НГКМ на истощение (табл.

10 и рис. 7).

Ранее на примере Карачаганакского НГКМ показано,

Phase transformations of the formation gas-condensate

fluid mix were explored with the use of PVT 3 (УГК-3) units

at the stages of exploration and initial development of the

Vuktyl oil and gas-condensate field. The findings of that

research (Table 8) are indicative of the following:

• dewpoint pressure (P dp

) changes from 32.6 to 34.6 MPa;

• maximum condensation pressure (P mc

) of unstable

condensate ranges from 15 to 17.6 MPa;

• fallout of unstable condensate, under P mc

, ranges

between 490…550 cm 3 /m 3 ; while that of stable

condensate lies in the range of 295...395 cm 3 /m 3 ;

• undersaturation of the system ranges between 0.86

and 10.38%;

• undersaturation, or difference between P r

and P dp

,

decreases as the depth grows

The curves, displaying the dynamics of potential content

of the C 5+

, were calculated on the basis of the initial

maximal and minimal values, which theoretically reflect

the actual change in the content of condensate in the

produced formation gas, taking place in the process

of the field development (Fig.6). A similar approach

to predicting the C 5+

content, with depths increasing,

makes it possible to more accurately describe the range

of probably actual change in the content of C 5+

in the

process of the occurrence development.

R. M.Ter-Sarkisov and others [6] presented their


, г/м 3

400

300

max - 388 г/м 3 - g/m 3

min - 299 г/м 3 - g/m 3

200

100

0

0 10 20 30 40

P пл

, МПа - RP (rock pressure)

Начальное P пл

Прогноз

Prediction

Оптимистический

Optimistic

Средневзвешенный

Average weighted

Пессимистический

Pessimistic

Фактические данные, полученные в процессе разработки

Actual data obtained in the process of development

Рис. 6: Сравнение расчетного и фактического содержаний УВ С 5+

в добываемом газе при разработке Вуктыльского НГКМ на истощение

Fig 6: Correlation of the estimated and actual content of С 5+

HC in produced gas in the process of development of the Vuktyl oil and gascondensate

field to its depletion state

78 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

что в залежах с

большим этажом

продуктивного

горизонта

происходит

существенное

изменение

содержания,

плотности

и молярной

массы УВ С 5+

по

глубине залежи.

Под влиянием

гравитационных сил

пластовая смесь

у кровли может

представлять

газоконденсатную

систему, а в нижней

части -легкую

нефть с большим

количеством

растворенных в ней

углеводородов. При

этом переход от

газоконденсатной

к газонефтяной

системе

осуществляется

без образования

поверхно-стей

раздела.

P пл

, МПа

RP, MPa

32,4

24,1

20,8

17,7

14,7

12,3

49,8

Таблица 9: Изменение состава добываемого газа по скважинам Вуктыльского НГКМ в процессе

разработки при снижении пластового давления [6]

Table 9: Changes in the content of the gas produced from wells of the Vuktyl oil and gas condensate field in the

process of its development, under condition of formation pressure drawdown [6]

P пл

, МПа

RP, MPa

Однако изменение ГКХ по глубине за-лежи на тех или

иных НГКМ в зависимости от условий формирования

может проявляться по-разному. Авторами статьи

по методике ВолгоУралНИПИгаза выполнен расчет

изменения содержания УВ С 5+


Вуктыльского НГКМ (табл. 11, рис. 8). Согласно рис. 8

фактическое распределение УВ С 5+


Вуктыльского НГКМ существенно отличается от

расчетного.

Для сравнения степени изменения ГКХ по мере

погружения залежей авторами введено понятие

градиента ГКХ, т.е. интенсивности изменения ГКХ

залежи. В частности, рассматриваются градиенты

следующих ГКХ: давления (ΔP пл/

Δh), температуры

(ΔT пл/

Δh), плотности (Δρ/Δh), молекулярной массы

(ΔМ/Δh) и содержания (ΔС 5+

/Δh) конденсата С 5+

.

Фактические и модельные (расчетные) значения

перечисленных величин представлены в табл. 12, из

которой следует:

37

34,6

30

25

20

15

10

5,5

5

3

0

1) средние градиенты давления и температуры для

Карачаганакского НГКМ соответственно равны 0,0054

Содержание, % мол. - Content, % mole.

СН 4

С 4

Н 6

С 3

Н 8

С 4

Н 10

С 5+

N 2

74,80 8,80 3,90 1,80 6,40 4,30

77,30

78,06

78,72

79,27

79,70

79,90

Пластовые потери

С 5+

, г/м 3

Formation losses of

С 5+

, g/m 3

0

0,00

75,00

152,00

220,00

235,00

233,00

232,00

230,00

225,00

220,00

8,77

8,72

8,70

8,70

8,75

8,80

Содержание

С 5+

, г/м 3

Content of

С 5+

, g/m 3

365,0

365,0

320,9

225,4

121,8

55,8

44,4

48,1

53,5

74,2

140,8

3,75

3,70

3,65

3,60

3,55

3,55

Таблица 10: Расчетный баланс распределения С 5+

на примере скв. 26 Вуктыльского НГКМ

Table 10: Estimated balance of С 5+

distribution on the example of well 26 of the Vuktyl field

1,65

1,60

1,55

1,55

1,50

1,50

Суммарное извлечение

С 5+

из пласта, г/м 3

Total formation recovery of

С 5+

, g/m 3

0

36,5

68,6

91,1

103,3

108,9

113,3

118,1

123,4

130,9

145

3,90

3,25

2,70

2,20

1,85

1,60

4,63

4,67

4,68

4,68

4,65

4,65


в газовой фазе

пласта, г/м 3

Content of С 5+

in the formation gas

phase, g/m 3

365

328,5

221,4

121,9

41,7

21,1

18,7

14,9

11,5

ПС С 5+

, г/м 3

PC С 5+

, g/m 3

359

219

182

151

123

104

predicted findings in the changes of the content of gas

from some wells at the Vuktyl oil and gas-condensate

field under formation pressure (P r

) drawdown (Table 9),

which generally reflects the probable changes in the

content of the separate components of the fluid mixture

in the process of field development.

The authors of this article calculated the average balance

of the C 5+

hydrocarbon distribution in the process of

developing the Vuktyl oil and gas-condensate field to its

depletion state. (Table 10 and Fig.7).

At the Karachaganak field it was demonstrated that the

occurrences with great mining level of productive horizon

have significant change in their content of density and

molecular mass of C 5+

HC across the occurrence depth.

Due to the gravity field effect, the formation fluid mixture

may be a gas condensate system at the top, while at the

bottom part it can be high-gravity oil with great amount

of dissolved hydrocarbons. The transition from the gas

condensate to the fluid system takes place without the

formation of interfacial areas.

However, changes in the gas condensate characteristics

taking place across the depth of an occurrence may

behave differently at various oil and gas-condensate

9,1

0

90

КИК, %

CRF, %

0

10

18,7

24,9

28,3

29,8

31,0

32,3

33,8

35,8

39,7


ROGTEC

79


g/m 3

г/м 3

400

40%

300

30

200

20

100

10

0

0

0 100 200 300 400

P пл

, кгс/cм 2

Пластовые потери конденсата г/м 3 Содержание конденсата г/м 3 КИК %

Condensate formation losses g/m 3 Condensate content g/m 3 CRF %

Рис. 7: Баланс распределения компонентов С 5+

на примере скв. 26 Вуктыльского НГКМ

Fig 7: С 5+

component distribution balance on the example of well 26 of the Vuktyl field

МПа/м и 0,0154 К/м, а для Вуктыльского НГКМ -

0,0027 МПа/м и 0,0174 К/м, т.е. градиент давления

на первом месторождении выше чем на втором, а

градиенты температуры примерно одинаковы;

2) интенсивность изменения плотности и молекулярной

массы конденсата Карачаганакского НГКМ

fields, depending on their formation environment.

The authors of the article, using the technique

developed by VolgoUralNIPIgas, carried out the

calculation of changes in the content of C 5+

HC

across the depth of the Vuktyl oil and gascondensate

field (Table 11, Fig. 8). According to

Fig. 8, the actual distribution of the C 5+

HC values,

Содержание, %

Content, % mole

2464

Параметр

Parameter

N 2

5,1

СН 4

74,20

С 2

Н 6

9,00

С 3

Н 8

3,90

С 4

Н 10

1,50

С 5

Н 12+

6,20

H 2

S 0,000

CO 2

0,1

MС 5+

= f(h), г/моль

MС 5+

= f(h), g/mole

ПС С 5+

, г/м 3 - PС С 5+

, g/m 3

ρ С 5+

, г/см 3 - ρ С 5+

, g/cm 3

120,29

310,24

0,7360

2590,4

73,844

9,015

3,932

1,522

6,481

0,000

0,101

5,104

122,36

329,87

0,7382

2716,8

73,481

9,029

3,963

1,544

6,777

0,000

0,102

5,107

124,43

350,803

0,7419

2843,2

73,099

9,039

3,993

1,566

7,089

0,000

0,102

5,108

126,50

373,062

0,7409

h, м - h, m

2969,6

72,712

9,048

4,023

1,587

7,419

0,000

0,103

5,108

128,57

396,809

0,7478

Таблица 11: Изменение состава пластовой смеси Вуктыльского НГКМ на абсолютных отметках

h = 2464...3292 м согласно формуле (1)

Table 11: Changes in the composition of formation fluid mix at the Vuktyl field at absolute elevations

h = 2464...3292 m

3096

72,308

9,055

4,051

1,609

7,767

0,000

0,104

5,107

130,64

422,070

0,7581

3222,4

71,893

9,059

4,078

1,629

8,133

0,000

0,105

5,105

132,71

448,989

0,7572

3348,8

71,462

9,061

4,104

1,650

8,519

0,000

0,105

5,101

134,79

477,637

0,7573

3349

74,80

9,10

3,80

1,80

6,40

0,00

0,10

4,00

134,00

356,74

0,7573

80 ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

соответственно в 1,2 и 1,5 раза выше, чем конденсата

Вуктыльского месторождения;

3) градиент (ΔС 5+

/Δh) на Карачаганакском

месторождении в 5 раз выше, чем на Вук-тыльском.

Незначительное, примерно на 20 %, уве¬личение


при наблю-даемой толщине

продуктивного горизон¬та в 800 м на Вуктыльском

НГКМ свидетель-ствует о том, что гравитационный

фактор, по-видимому, не является превалирующим при

формировании залежи. Следовательно, мето-ды1,2

расчета содержания УВ С 5+

по глубине залежи с учетом

гравитационной составляющей [2-6], результаты которого

достаточно адек-ватно описывают распределение


по глубине залежи Карачаганакского

НГКМ, очевидно, не всегда могут применяться в

отношении других месторождений.

Список литературы

1. Лапшин В.И. Формирование, состав

и компонентоотдача пластовых флюидальных систем

глубокозалегающих карбонатных залежей’ обз. инф. /

В.И. Лапшин, В.А. Николаев, Д.В. Изюмченко и др. -М.’

Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - 118 с.

across the occurrence depth at the Vuktyl oil and

gas-condensate field, significantly differs from the

estimated one.

To compare the degree of change in gas condensate

characteristics, across the depth of occurrences, the

authors introduced the concept of the gradient of gas

condensate characteristics, i.e. the intensity in change

of gas condensate characteristics of an occurrence. In

particular, the gradients of the following gas condensate

characteristics have been reviewed: pressure (ΔP r

/Δh)),

temperature (ΔT r

/Δh), density (Δρ/Δh), molecular mass

(ΔМ/Δh) and content (ΔС 5+

/Δh) of condensate С 5+

. The

actual and simulated (estimated) values of the above

mentioned parameters are presented in Table 12, which

brings us to the following conclusions:

1) the average gradients of pressure and temperature

are equal to 0.0054 MPa/m and 0.0154 k/m for the

Karachaganak oil and gas-condensate field, and to

0.0027 MPa and 0.0174 k/m for the Vuktyl oil and gascondensate

field, correspondingly, i.e. the gradient of

pressure is higher at the first field than it is at the second

one, while the gradients of temperature remain much the

same;

Показатель

Parameter

Карачаганак - Karachaganak

факт - Actual

модель - Modeled

факт - Actual

Вуктыл - Vuktyl

модель - Modeled

Глубина кровли ГНК, м

GOC top depth, m

3700...5000


, г/м 3

Content of С 5+

, g/m 400...1100

3

3700...5001

390...715

2600...3349

299,3...388

2392...3223

308...380

р, г/м 3

р, g/m 3

0,760^0,810

-

0,732^0,757

-

М, г/моль

М, g/mole

130...155

156,3

127...137

116...126

Δр/Δh, (г/м 3 )-м- 1

Δρ/Δh, (g/m 3 )· m- 1

0,538

9,25

0,18

0,086

ΔС 5+

/Д/г, (г/м 3 )-м- 1

ΔС 5+

/Δh, (g/m 3 )· m- 1

0,000041

-

0,000034

-

ΔМ/Δh, м- 1

ΔМ/Δh, m- 1

0,02

-

0,013351

-

Вскрытая толщина h, м

Penetrated thickness h, m

1300

1300

749

831

Т пл

, К

RТ, К

340...360

321...334

321...334

Р пл

, МПа

RР, МPа

ΔРпл/Δ/г, МПа/м

ΔRP/Δh, МPа/m

ΔTjΔh, К/м

ΔRT/Δh, К/m

53...59

0,0054

0,0154

34,7...36,9

0,0027

0,0174

Таблица 12: Сопоставление фактических и расчетных градиентов содержания и плотности УВ С 5+

по

глубине залежи Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ

Table 12: Correlation of the actual and estimated gradients of the С 5+

HC content and density across the depth of the

occurrences at the Karachaganak and the Vuktyl fields


ROGTEC

81


h,м

2400

2600

2800

2) the intensity of change in density and molecular

mass of condensate at the Karachaganak oil and gascondensate

field are correspondingly 1.2 and 1.5 times

higher than they are at the Vuktyl field;

3) the gradient (ΔС 5+

/Δh) is 5 times higher at the

Karachaganak field than it is at the Vuktyl field.

3000

3200

3400

3600

300 350 400 450 5000

Содержание УB С 5+

г/м 3

2. Баталин О.Ю. Прогнозирование состава

пластовой смеси и давления по глубине

залегания залежи / О. Ю. Баталин,

А. И. Брусиловский, Н. Г. Вафина и др. //

Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1984. -

№ 10. - С. 9-11.

3. Баталин О. Ю. Фазовое равновесие

многокомпонентных смесей в гравитационном

поле / О. Ю. Баталин, С. Л. Критская,

Н.Г. Вафина // Тр. МИНХиГП

им. И.М. Губкина. - 1985. - № 192. - С. 96-101.

4. Баталин О.Ю. Фазовые равновесия в системах

природных углеводородов / О.Ю. Баталин, А.И.

Брусиловский, М.Ю. Захаров. - М.: Недра, 1992. - 224 с.

5. Баталин О. Ю. Опыт изучения термодинамических

свойств многокомпонентных смесей: обз. инф. / О.Ю.

Баталин, С. Л. Критская // Разработка и эксплуатация

газовых и газоконденсатных месторождений. - М.:

ВНИИЭгазпром, 1987. -№ 12. - 50 с.

6. Тер-Саркисов Р.М. Научные основы повышения

эффективности разработки газоконденсатных

месторождений / Р.М. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, В.А.

Николаев. - М.: Недра, 1998. - 344 с.

82 ROGTEC

Результаты ГКИ

Gas condensate analysis findings

Расчет по данным таблицы 11

Calculation based on the Table 11 values

Рис. 8: Расчетное и фактическое содержание УВ С 5+

по

глубине залежи Вуктыльского НГКМ: ГКИ - газоконденсатные

исследования

Fig 8: Estimated and actual content of С 5+

HC across the depth of

the Vuktyl field: “ГКИ” stands for gas condensate analysis

Insignificant, an approximately 20% increase of the C 5+

content with the actually examined thickness of the

productive horizon of the Vuktyl oil and gas-condensate

field being 800m, indicates that the gravity factor does

not actually prevail in the process of the occurrence

formation. Hence, the techniques for calculating the C 5+

HC content across the depth of an occurrence, taking

into account the gravity constituent [2-6], (and the

findings of the calculation are sufficient to adequately

describe the C 5+

HC distribution across the depth of the

occurrence at Karachaganak oil and gas-condensate

field), may not always be applied with regard to other

fields.

References

1. V.I. Lapshin. Formation, composition and component

yield of formation fluid systems in deep-seated carbonate

deposits, survey info / V.I. Lapshin, V.A.Nikolayev, D.V.

Izyumchenko and others. – M., Gasprom VNIIGAS, 2010. –

118 pp.

2. O.Y. Batalin Predicting formation fluid mix and pressure

across the depth of an occurrence / O.Y. Batalin, A.I.

Brusilovsky, N.G. Vafina and others // “Neftepromyslovoye

delo I transport nefti” (Oil Field Business and Oil

Transportation) – 1984. -# 10, pp.9-11.

3. O.Y. Batalin Phase Equilibrium of Multi-component Fluid

Mixtures in Gravity Field / О. Y. Batalin, S.L. Kritskaya, N.G.

Vafina // Gubkin High School. - 1985. - # 192. - pp.

96-101.

4. O.Y. Batalin. Phase equilibrium in the systems of natural

hydrocarbons / O.Y. Batalin, А.I. Brusilovsky, M.Y. Zakharov.

- М. Nedra, 1992. - 224 pp.

5. O.Y. Batalin The Experience of Research on the

Thermodynamic Properties of Multi-component Fluid

Mixtures: Survey info / O.Y. Batalin, S.L. Kritskaya

// Development And Exploitation Of Gas And Gas-

Condensate Fields. - М. VNIIEgasprom, 1987. -# 12. - 50

pp.

6. R.M. Ter-Sarkisov. Scientific Basics of the Efficiency

Enhancement in Development of Gas-Condensate Fields /

R.M. Ter-Sarkisov, V.G. Podyuk, V.A. Nikolayev. - М. Nedra,

1998. - 344 pp.


RDCR Well Engineering Forum

• Leading Russian Forum for Drilling and Production Professionals

• Over 500 highly qualified participants from all the leading

operators, service companies and technology vendors

• One full day of in-depth discussions, knowledge sharing and

high level networking

• Technologically Oriented Round Table Discussions

Tomorrows Wells - Delivered Today!

www.rdcr.ru

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


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 63

ALWAYS

FINISHING

FIRST

Engineer Designed.

Company Man Approved.

PEN-O-TRATOR ®

Industry’s Leading

Casing Reaming Shoe

Centralizers and Casing Accessories

varel.com

eckel.com/SPACESAVER | sales@eckel.com

9⅞


HS-40 | HS-55

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И

ПРОВЕРЕННЫЙ

Клиновой привод

стопора Tri-Grip ®

Максимальный крутящий момент:

HS-40 - 54233 Нм (40000 футо-фунтов)

HS-55 - 74570 Нм (55000 футо-фунтов)

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:

www.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.

Гидравлические ключи

eckel.com | sales@eckel.com

ПРЕВОСХОДНЫЕ

РЕШЕНИЯ

ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ГИДРОКЛЮЧИ

СЕТКО – Эксклюзивный

Представитель в России.

Россия, 105005, Москва,

Посланников пер., д. 5, стр. 1.

Тел.: +7 495 232-10-02

caralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC Magazine Issue 63

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?