показатели, характеризующие технологию разработки.

Во многих работах, связанных с разработкой месторождений углеводородного сырья, большое внимание уделяется вопросам изучения геологической неоднородности. Наиболее часто используются такие показатели, как коэффициенты песчанистости (Кп), литологической связанности (Ксв), расчлененности (Кр), литологической выдержанности (Клв) и некоторые другие.

стратиграфическому подразделению, средние значения коллекторских свойств, особенно пористости и нефтегазонасыщенности, могут быть очень близки и отличаются всего на несколько процентов, а их статистические характеристики, выраженные через стандартные отклонения бm, бкнг и коэффициенты вариации Wm, Wкнг, могут различаться на десятки и сотни процентов, что характеризует внутреннюю неоднородность объекта исследований. Поэтому при оценке емкостной неоднородности пород-коллекторов предлагается использование следующего показателя неоднородности:

соответственно нефтегазонасыщенной толщины и толщины пропластков.

В предложенном показателе неоднородности числитель характеризует изменчивость ёмкостной характеристики пласта коллектора, а знаменатель изменчивость пласта, определяемую прерывностью, расчлененностью и выклиниванием.

На заключительном этапе разработки месторождений УВ четкое представление о степени геологической неоднородности различных участков месторождения может существенно помочь при управлении процессами добычи, отработки участков залежи, прогнозировании путей опережающего внедрения воды в залежь, равномерности снижения риска частичного или полного отсечения нефтегазонасыщенных участков от зоны отбора.

Решение вопроса организации добычи нефти и газа на заключительном этапе разработки месторождения всегда являлось сложной проблемой.

При разработке уникальных сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири эта проблема приобрела особое значение в связи с огромными величинами запасов, большими объёмами добычи, со значительными остаточными запасами, в том числе и защемлёнными в обводнившейся части пласта по окончании проектной стадии разработки, а также с социальноэкономическим значением газодобычи в стране и регионе.

Например, остаточные запасы природного газа только Уренгойского и Ямбургского месторождений превышают общие начальные запасы Кубани, Ставрополья и Среднего Поволжья.

Необходимо учитывать, что основная часть добычи газа по ОАО «Газпром» и независимым производителям приходится на территорию ЯНАО. При этом половина газа добывается из находящихся в стадии падающей добычи сеноманских залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и Вынгапуровского месторождений.

Третья глава посвящена совершенствованию методов системного подхода к изучению геологического строения сеноманских продуктивных отложений, как на стадии разведки, так и в процессе эксплуатации месторождений углеводородного сырья.

Системный подход к изучению геологического строения предусматривает всестороннее изучение структуры продуктивных отложений и процессов в них происходящих во времени, начиная с поисково-разведочного бурения, стадии проектирования, эксплуатационного разбуривания и в процессе разработки месторождений.

К основным технологиям изучения геологического строения, в процессе разработки месторождений относятся геолого-промысловые и промысловогеофизические методы исследования скважин и пластов.

Изучение геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов методами промысловой геофизики начинается на стадии бурения скважин и продолжается в процессе разработки месторождений.

Для уточнения связи «керн-геофизика» по скважине П-51 Медвежьего месторождения, начиная с кровли продуктивных отложений, был произведен отбор керна от кровли сеноманских продуктивных отложений с перекрытием контакта газ-вода (ГВК), по специальной технологии. Отобрано 138,8 м керна с выносом более 99 %. Впервые проведены петрофизические исследования неустойчивых слабосцементированных сеноманских отложений на фактическом керновом материале.

Первичный комплекс геофизических исследований проводится на этапе строительства скважин и включает электрические, акустические, нейтронные и другие методы исследований и позволяет решить следующий круг задач изучения геологического строения продуктивных отложений:

литологическое расчленение разреза и выделение пород-коллекторов;

уточнение геологической модели строения месторождения;

оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллектора;

определение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов;

определение положения текущего и начального газо-водяного контакта;

оценка коэффициента газонасыщенности пластов, залегающих в обводненном интервале продуктивной части разреза;

оценка технического состояния ствола скважин и качества цементирования эксплуатационных колонн.

На этапе разработки месторождения комплекс промыслово-геофизических исследований проводится по скважинам эксплуатационного фонда и скважинам специального назначения. К фонду скважин специального назначения относятся:

наблюдательные, перфорированные в продуктивной части пласта, предназначенные для контроля над состоянием пластовых давлений;

наблюдательные, перфорированные в водоносной части пласта ниже газоводяного контакта (ГВК), предназначенные для контроля над динамикой изменения уровня жидкости в процессе разработки месторождения;

наблюдательные, неперфорированные, предназначенные для контроля над состоянием отработки продуктивного разреза залежи и внедрения пластовых вод (рис. 1, см. вкл.).

Фонд скважин специального назначения определяется проектом разработки и оптимально распределяется по площади месторождения, что требует значительных затрат, особенно при разработке многопластовых месторождений.

Разработанные автором технологии (патент РФ № 2202692) позволяют оперативно получать необходимую геолого-промысловую информацию в процессе разработки месторождения без снижения ее качества, существенно сократить затраты на обустройство за счет снижения объемов строительства скважин, технологической отсыпки дорог и площадок под строительство скважин.

Суть технологии заключается в оборудовании универсальных скважин, позволяющих осуществлять контроль над разработкой одновременно в нескольких эксплуатационных объектах.

Технологии реализованы на ряде разрабатываемых месторождений (Юбилейное, Ямсовейское, Заполярное др.) и при обустройстве Бованенковского и Южно-Русского месторождений.

В четвертой главе автором приводятся результаты исследований в области геолого-промыслового моделирования и предложена технология подсчета и дифференциации запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов.

В большинстве работ по подсчету запасов нефти, газа и конденсата обычно отсутствует вероятностный подход. На экспертизу представляется один вариант подсчета, который авторы считают "правильным", т.е. по существу выдвигается одна рабочая гипотеза без анализа альтернатив (конкурирующих гипотез).

Однако давно доказано, что подсчет запасов не может ограничиваться совокупностью известных операций в соответствии с формулой объемного метода. Он должен представлять систему действий, направленных на изучение закономерностей геологического строения залежи, структуры запасов, выявление отношений и связей между геологическими телами, обладающими разным количеством и качеством запасов.

Первой задачей, которую необходимо решить при подсчете запасов, следует считать разработку методики получения информации о ФЕС залежи и, как следствие, связанные с ней вопросы обоснования подсчетных параметров.

Следующей важной задачей является анализ и выбор математической модели, как варианта формулы объемного метода подсчета запасов. Практика показывает, что разница в оценке запасов за счет вариантов формулы может быть весьма значительной.

Решение двух перечисленных задач естественным образом приводит к задаче об установлении и оценке критериев оптимальной или эффективной изученности залежи, что, в свою очередь, служит основанием для постановки и решения задачи согласования уровней изученности залежи с категориями запасов.

С позиций современной научной методологии - системного подхода - процесс промыслово-геологического изучения залежи включает многовариантность последовательных операций сбора, обработки, хранения и анализа разнородной литологической, стратиграфической минералого-геохимической, промысловогеологической, геофизической и другой информации, с помощью которой осуществляется построение моделей и формирование на их основе прогнозных решений начиная со стадии подсчета запасов и кончая анализом, контролем и управлением процессом разработки месторождения.

Как известно, все сеноманские газовые залежи севера Западной Сибири принадлежат к типу пластово-массивных, причем пластовый характер залежи проявляется только в условиях упруговодонапорного режима. Отсюда следует, что если на разных этапах освоения принимается утверждение, что залежь едина, т.е. пласты и пачки пород газодинамически представляют одно целое, то, естественно, не следует выделять их в самостоятельные объекты подсчета запасов. Однако анализ результатов промыслово-геофизических исследований и текущего состояния разработки говорит о сложном геологическом строении продуктивных пластов сеноманских газовых залежей, характеризующихся крайней невыдержанностью толщин и ФЕС по площади и разрезу, значительной изменчивостью литологического состава пород, сильной расчлененностью и слоистой неоднородностью.

Плотность сети разведочных и эксплуатационных скважин в условиях сеномана крайне неравномерная. Скважины расположены в сводовых и присводовых частях залежей вдоль длинных осей структур их эффективных толщин. В связи с этим оценка запасов представляет значительную трудность, если учесть, что запасы в зоне эксплуатационного разбуривания определяются с погрешностью от 7 до 12 %. На периферии погрешность удваивается и достигает 20-30 %. Это объясняется тем, что площадь залежи, приходящаяся на одну скважину, в зоне эксплуатационного разбуривания месторождений составляет 6 км2, а в зоне периферии – 37 - 80 км2.

Эффективное использование лишь одной модели при отсутствии альтернатив в условиях неопределенности неэффективно, так как в этом случае ситуация остается очень нечеткой и в таких условиях крайне трудно принимать решения, что иллюстрируется анализом применимости различных методик подсчета запасов газа (рис. 2, см. вкл.) Анализ теоретических аспектов и практика моделирования газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири свидетельствует о том, что выбор концептуальной модели строения залежи как основы для построения промыслово-геологической и фильтрационных моделей полностью определяется типом залежи. Действительно, с одной стороны, модель как статическая система должна быть адекватна реальному объекту, с другой стороны, как динамическая система должна адекватно отражать процессы, происходящие в объекте в ходе разработки (распределение давления, движение пластовых вод и т.д.).

Последней важной задачей является выбор и оценка математической моделиварианта формулы подсчета запасов.

Рассмотрим некоторые особенности подсчета запасов в сеноманских газовых залежах.

1. Для всех вариантов и способов подсчета информационная промысловогеологическая модель строения залежи должна быть фиксирована на момент подсчета по методу оценки ФЕС коллекторов, числу скважин, количеству пропластков в разрезе каждой скважины, расположению скважин на площади и т.д.

2. Сумма объемов коллекторов и запасов по пачкам не может быть больше соответствующих общих объемов и запасов в целом по залежи.

3. Между параметрами Кп и Кг существует положительная зависимость, как отражение условий осадконакопления и формирования пород-коллекторов, так и особенностей методики оценки ФЕС коллекторов по материалам ГИС.

4. Основное количество эксплуатационных и наблюдательных скважин пробурено в присводовой части залежи. На ее периферии существует только редкая сеть разведочных скважин. В связи с этим запасы категории C1 имеют погрешность их оценки, значительно превышающую погрешность запасов категории В. Отсюда следует важный вывод, что запасы должны подсчитываться по объектам, с тем, чтобы по мере повышения степени и качества изученности переводить их в более высокие категории. На практике это требование обычно игнорируется. По категориям В и C1 раздельно оценивается Hэф и полезный объем, а значения Кп и Кг чаще всего принимаются средними по залежи, что препятствует решению задач категоризации запасов на разрабатываемых залежах.

С участием автора создана принципиально новая схема технологического процесса подсчета запасов с оценкой степени и качества изученности залежи, которая применяется при решении проблемы выбора эффективного варианта.

Логическая схема технологического процесса имитационного моделирования, подсчета запасов и оценки изученности залежи включает следующее:

1. Информационные промыслово-геологические модели залежи. Каждая из моделей, соответствующая определенной методике оценки ФЕС коллекторов по данным ГИС, имеет несколько вариантов. Выбор модели залежи осуществляется по специальной методике на основании закона системности Ю.А. Урманцева.

2. Блоки программ автоматизированной системы моделирования технологического процесса подсчета запасов и сервисные блоки программ контроля над изменением основных и специальных параметров залежи. Функции программ контроля заключаются в решении задач оценки стабилизации параметров в процессе изучения залежи. Они сводятся к построению и анализу временных рядов.

3. Группа альтернатив – вариантов подсчета запасов (не менее трех) в связи с принятой моделью залежи и степенью ее изученности. Варианты включают площадное интегрирование удельных запасов, взвешивание подсчетных параметров по эффективному газонасыщенному объему, взвешивание параметров по эффективным газонасыщенным толщинам, интегральный метод Н.Р. Ковальчука, методы подсчета, основанные на классификации пород по качеству коллектора, методы подсчета на основе геолого-статистических разрезов.

4. Блок сравнения, анализа, выбора альтернатив, в том числе при помощи алгоритма теории нечетких множеств.

5. Оценка результатов экспертами.

Разработанные способ и методика кроме главной цели, – оценки запасов, позволяют решать следующие задачи:

корректировать результаты газодинамического моделирования по работающим газонасыщенным толщинам в интервале перфорации;

оценивать степень выработки запасов газа из различных частей разреза залежи;

прогнозировать эффективность работы скважин;

намечать приоритетные объекты перфорации разреза скважин с целью повышения производительности.

Пятая глава посвящена созданию геолого-промысловых основ рациональной разработки сеноманских газовых залежей в Западной Сибири.

При анализе отработки разрезов эксплуатационных скважин автором использовались такие характеристики, как положение начального и текущего ГВК, расстояние от ГВК до нижней границы интервала перфорации, эффективная пористость пластов, залегающих над ГВК, общая толщина и количество пластов над ГВК, суммарные линейные запасы газа, подъем контакта на единицу падения давления и другие.

Контроль над разработкой газовых месторождений включает широкий круг задач, в решении которых методам промысловой геофизики отводится ведущая роль. К таким задачам относятся: оценка распределения объемов газа и воды по площади и разрезу залежи, изучение процессов, происходящих при внедрении подошвенных и краевых вод в газовую залежь, анализ динамики текущей газонасыщенности, определение технического состояния эксплуатационных и наблюдательных скважин.

Уникальные сеноманские залежи газа на севере Западной Сибири эксплуатируются в условиях активного проявления упруго-водонапорного режима. Этот факт предопределяет необходимость систематического контроля над внедрением подошвенных вод в газовую часть залежи. Первые признаки проявления упруговодонапорного режима на месторождениях были отмечены уже на 3-4 год после ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим изучение, анализ и прогнозирование обводнения залежи на основе геолого-промысловой информации, особенно на заключительной стадии разработки является актуальной задачей.

Геолого-геофизический контроль над обводнением скважин позволяет не только уточнить выбранную гидродинамическую модель залежи, но и принимать оперативные решения по регулированию разработки месторождения, своевременно внедрять мероприятия, направленные на повышение коэффициентов газоотдачи пластов.

Первые замеры методом нейтронного гамма-каротажа (НГК) на Медвежьем месторождении были проведены в 1974 г., т.е. практически в начале разработки месторождения. За истекший период накоплен уникальный опыт по изучению и обобщению результатов обработки временных замеров НГК. Систематический контроль за изменением газонасыщенности продуктивной частим пласта, продвижением ГВК проводится в 47 скважинах.

Совокупность данных геофизических исследований по наблюдательным и добывающим скважинам, гидрохиманализа и геолого-промысловых материалов позволили построить карту подъема ГВК, наглядно демонстрирующую неравномерный подъем ГВК в различных частях газовой залежи Медвежьего месторождения, что связано с её сложным литологическим строением.

В условиях падающей добычи газа и интенсивного обводнения залежи актуальность приобретает оценка остаточной и конечной газонасыщенности в обводненном объеме, объема защемленного газа, а также динамика этих параметров и прогноз их на конец разработки. От точности определения этих величин зависит достоверность прогноза конечной газоотдачи и показателей разработки, особенно в заключительной стадии.

Для сеноманских отложений с участием автора была разработана методика оценки коэффициента газонасыщенности пластов-коллекторов по результатам электрического и радиоактивного каротажа. С целью геолого-промыслового анализа обводнения залежи все пласты были разделены на три группы в зависимости от начальных фильтрационно-емкостных свойств: группа IIIб КГ > 75 % (КГ – газонасыщенность), КП > 33 % (КП – пористость); группа IIIа КГ < 56 %, 33 % КП < 28,5 % и группа I+II - КГ 56 %, КП 28,5 %.

Признаком обводнения коллекторов Медвежьего месторождения является снижение газонасыщенности до КГНГК 40 %. Первоначально этот предел был установлен по литературным данным, а в дальнейшем подтвержден практически.

Так, в 1986 г. при экспериментальных работах в «глухих» наблюдательных скважинах № 66 и № 68 в пластах с первоначальной газонасыщенностью (КГ=83и обводнившихся по результатам интерпретации ГИС (КГТЕК=35-38 %) была проведена перфорация. При опробовании получена пластовая вода с небольшим количеством растворенного газа.

Результаты обработки данных геофизических исследований скважин, которые характеризуют динамику изменения газонасыщенности в обводненной зоне пласта, представлены на рисунках 3, 4 и в таблице 1(см. вкл.). Из приведенных графиков видно, что примерно через 4-6 лет после обводнения текущая газонасыщенность пласта увеличивается, причем тем заметнее, чем выше начальная газонасыщенность пласта.

Это явление связано, вероятно, с тем, что при определенной величине падения давления в пластах создаются условия, при которых происходит расширение остаточного газа в пласте. Можно предположить, что при определенных условиях в обводненных пластах энергии остаточного газа становится достаточно для оттеснения воды из эффективных пор.

Далее происходит переток газа вверх по пласту и затем, примерно через 7- лет, текущая газонасыщенность пластов вновь уменьшается.

Подобное явление отмечается в коллекторах с K Г > 60 %, в то время как в породах с K Г < 60 % изменения газонасыщенности во времени практически не отмечается, что очевидно связано с небольшими перетоками объемов газа в пределах точности измерений. В этих породах отмечается равномерное снижение газонасыщенности во времени.

На основании проведенного исследования автором сделаны следующие выводы:

относительная текущая газонасыщенность в обводненной зоне в целом снижается. Фактические замеренные значения текущей газонасыщенности существенно ниже принятых критических;

величина текущей газонасыщенности сильно зависит от начальных ФЕС коллекторов;

средний коэффициент остаточной газонасыщенности по месторождению в обводненной зоне составляет 27 %, в том числе по группам коллекторов: IIIб – 38 %, IIIa – 25 %, I+II – 18 %;

темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп различен. Он гораздо выше в пластах с высокими ФЕС;

в процессе добычи газа в пластах обводненной зоны наблюдается увеличение газонасыщенности, связанное с расширением газа в порах, вызванном падением давления в обводненном объеме залежи.

Широкие возможности повышения эффективности контроля и управления разработкой месторождений представляет использование комплексных параметров, позволяющих существенно повысить достоверность принятия решений. Такими параметрами, в разработанной при непосредственном участии автора технологии, являются коэффициенты газонасыщенности определяемые электрическими методами по продуктивной части пласта в призабойной зоне скважин непосредственно после бурения и цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, что пласты с более высокими коллекторскими свойствами имеют большую вероятность вступить в работу, т.е.

Аналогично, чем меньше кольматация, т.е. чем больше значение тем выше вероятность вступления пласта в работу:

Из выражений (2) и (3) видно, что Pэк и РНГК могут принимать значения от нуля до единицы.

Известно, что общая вероятность наступления двух и более событий равна произведению их вероятностей, или для рассматриваемого случая:

К ЭК К НГК

Таким образом, параметр П Г характеризует вероятность вступления пласта в работу в зависимости от его начальных свойств и состояния прискважинной зоны, определяемых по промыслово-геофизическим данным.

Для определения П Г автором предложены интегральные распределения для двух классов коллекторов, отдающих и не отдающих газ в скважину по данным расходометрии. Каждое распределение выражает связь между накопленной по толщине частотой встречи объектов и значениями параметра не работающих пластов по соответствующим классам; Hобщ- суммарная толщина по каждому классу. Точка пересечения кривых интегральных распределений двух классов определяет критическое значение параметра характеризующее границу между пластами, отдающими и не отдающими газ в скважину. В таблице 2 (см. вкл.) приведены значения по всем зонам УКПГ месторождения Медвежье, а на рисунке 5 (см. вкл.) показаны интегральные распределения параметра П Г.

Разработка защищена авторским свидетельством на изобретение (АС № 162224). Использование предложенной методики на Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях позволило увеличить дебиты скважин в среднем на 40 %.

Важнейшее значение при управлении разработкой газовых месторождений имеет оценка распределения пластового давления по горизонтали и вертикали, характеризующего степень вовлечения в разработку и равномерность отработки запасов.

Для оценки среднего пластового давления в зоне дефицита скважин автором было использовано приближенное равенство средневзвешенного квадрата давления в пласте квадрату средневзвешенного пластового давления:

Как известно, уравнение фильтрации газа в пористой среде с переменным сечением может быть записано в виде формы сечения пласта-коллектора, которая в общем виде может быть записана как Тогда с учетом (8) имеем а после несложных преобразований:

которое решим при граничных условиях:

где PS - средневзвешенное по объему пластовое давление в зоне отбора; относительная координата границы зоны отбора.

поперечном разрезе дренируемого пласта-коллектора имеет вид:

Используя (7), можно записать Приравнивая правые части уравнений (13) и (14), имеем где - относительная координата точки пласта, соответствующая среднему значению пластового давления в зоне дренирования.

Тогда средневзвешенное пластовое давление определяется в момент времени из выражения P - осредненное пластовое давление в зоне отбора; VS - объем зоны отбора;

где P ( ) - среднее значение пластового давления в зоне дренирования; V - объем зоны дренирования.

Данный алгоритм был использован на месторождении Медвежье, что позволило значительно повысить достоверность подсчета запасов газа методом материального баланса.

Ещё одной серьезной проблемой, оказывающей влияние на проектирование и управление разработкой газовых месторождений, является отсутствие строгого промышленности коэффициент нефтеотдачи рассчитываются и утверждаются на стадии подсчета запасов, корректируются в технологических схемах разработки месторождений. Коэффициент нефтеотдачи – это важнейший технико-экономический показатель. Для нефтяных месторождений также решен вопрос по предельному промышленному дебиту отдельной скважины, рассчитываемому по эксплуатационным затратам. Для месторождений газа при утверждении подсчёта запасов коэффициент газоотдачи ( K Г ) не рассматривается и предварительно не утверждается. Таким образом, KГ для месторождений газа по настоящее время считается равным 1, что соответствует 100-процентному извлечению запасов. Безусловно, что это не так.

как и не равен 1, требует строгого определения и контролируется следующими основными критериями:

геологическим строением месторождения и активностью водоносного бассейна;

продуктивными характеристиками залежи и режимом её разработки;

системой обустройства и временем эксплуатации;

экономическими показателями эксплуатации месторождения и транспортировки продукции и конъюнктурой рынка и т.д.

Для газовых залежей сеноманского продуктивного комплекса рассчитанный коэффициент газоотдачи колеблется в пределах 89-92 %, для апт-альбских залежей – 75-85 %, для неоком-юрских – 65-75 %.

В проектах разработки по газовым месторождениям коэффициент газоотдачи оценивается как технологический показатель на определенное замыкающее давление в технологической цепочке эксплуатации месторождения. Это могут быть давления пластовые, средние устьевые эксплуатационного фонда скважин, давления входа на газовом промысле.

Для сеноманских залежей критериями рентабельной добычи газа служат величина текущего дебита и устьевого давления. Предварительные техникоэкономические оценки показывают, что при снижении устьевых давлений в добывающих скважинах ниже 1 МПа их эксплуатация с применением традиционных технологий подготовки и транспорта газа становится не рентабельной. С этих позиций автором рассмотрено состояние разработки основных длительно эксплуатируемых сеноманских залежей.

В настоящее время технически возможна добыча газа до определенного давления, в частности одной атмосферы на устье скважин или даже ниже, однако есть предел экономической целесообразности производства.

Таким образом, коэффициент газоотдачи газовых месторождений является геолого-экономическим параметром, требующим отдельного исследования, апробации и утверждения методики расчета. Он может быть как строго определенным, так и плавающим в зависимости от налоговой составляющей и конъюнктуры рынка.

Внедрение предлагаемых автором, в шестой главе, новых геологотехнологических решений позволит увеличить проектный конечный коэффициент газоотдачи на 1,5-6,0 % в зависимости от геологического строения залежи, применяемых технологий, изменения налоговой нагрузки.

Шестая глава посвящена созданию геолого-промысловых технологий рациональной разработки газовых и конденсатных месторождений.

Постановка задачи создания геологических промысловых технологий определяется объектом разработки: месторождением, залежью и структурой, содержащихся в них запасах газа, технико-технологическими и экономическими критериями. С целью конкретизации этапов и возможной системы эксплуатации месторождений автором разработана классификация запасов природного газа, основанная на энергетическом состоянии залежей (рис. 6, см. вкл.).

Геологические запасы – это суммарные запасы залежи, месторождения всех категорий, разведанных и подсчитанных на определенную дату.

Извлекаемые запасы – это запасы, которые можно извлечь согласно проектам разработки при полном и рациональном использовании современной техники и технологии в действующих экономических условиях производства.

Остаточные запасы – это запасы, остающиеся в пласте после завершения проектного срока разработки месторождения при полном и рациональном использовании современной техники и технологий, добыча которых, в действующих экономических условиях нерентабельна. Часть из них может быть извлечена при изменении технико-экономических условий производства (применение нетрадиционной техники и технологий извлечения и использования газа, снижение себестоимости и налоговой составляющей, изменение цены на продукцию). По своей сути выработка остаточных запасов есть повышение коэффициента конечной газоотдачи месторождения.

Вероятно (потенциально) извлекаемые запасы – это промышленные динамические запасы, составляющие часть остаточных запасов, разработка которых может быть рентабельна при изменении технико-экономических условий производства. Эти запасы приурочены к газовой и обводнившейся частям продуктивного пласта.

Условно извлекаемые запасы – это защемлённые, не способные к фильтрации запасы, составляющие часть остаточных, промышленная разработка которых возможна при механическом или физико-химическом воздействии на пласт.

Запасы приурочены к обводнившейся части продуктивного пласта.

Неизвлекаемые запасы – это запасы, составляющие часть остаточных, разработка которых технически и технологически невозможна.

Трудноизвлекаемые запасы – это начальные или текущие запасы месторождений, разработка которых, в настоящее время по геологотехнологическим либо экономическим причинам, нерентабельна. Но она может стать рентабельна в будущем. Для сеноманских залежей она наступает при отборе газа 75–80 % от начальных запасов. Трудноизвлекаемые запасы – это суть природных, технических и экономических факторов.

Низконапорный газ - это газ, добыча которого осуществляется с помощью компремирования.

Таким образом, запасы газа могут быть низконапорными по своей природе (изначально), либо стать таковыми на определенном этапе разработки месторождения.

По окончании поисково-разведочных работ на стадии подсчета запасов предварительно оценивается рентабельность выработки запасов природного сырья. Далее на стадии проектирования разработки и обустройства месторождений рассчитывается рентабельность эксплуатации месторождений и каждой залежи отдельно.

Случаи подготовленных к эксплуатации нерентабельных залежей встречаются на практике довольно часто. К ним могут относиться следующие залежи газа и газоконденсата:

- с глубокопогруженными продуктивными пластами с малыми (первые метры) толщинами и небольшими запасами;

- с малыми (до 10-15 м) толщинами продуктивного пласта, подстилающегося водой (водоплавающие залежи).

Такие залежи встречаются практически на всех многопластовых месторождениях. Предлагаемая автором технология позволяет, используя особенности геологического строения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, перевести запасы из нерентабельных или низкорентабельных в рентабельные для разработки. Сущность её заключается в перепуске газа нижних продуктивных пластов с высоким пластовым давлением в интервал ГВК верхних объектов с равномерным охватом всей плоскости залежи.

В качестве интервала перепуска газа выбирают в области ГВК верхнего объекта наиболее проницаемые пропластки. Объем перепусков газа по каждой скважине регулируют поддержанием необходимого давления в перепускной скважине на глубине перепуска газа с помощью регулятора расхода и определяют его значение по формуле где - соответственно проницаемость и толщина интервала верхнего основного объекта разработки, в который осуществляется перепуск газа; R, Rc вязкость перепускного газа; - соответственно, половина расстояния между соседними перепускными скважинами и их радиус; - соответственно, атмосферное давление, регулируемое давление в перепускной скважине на глубине перепуска газа и пластовое давление в верхнем основном объекте в интервале перепуска.

Количество перепускных скважин определяется так, чтобы пластовое давление в верхнем основном объекте в интервале перепуска в области ГВК не снижалось. Необходимо поддерживать равенство объемов добываемого газа и перепускного, тогда максимальное количество перепускных скважин определяется делением объема добычи газа ( Q Г ) на дебит перепуска по одной перепускной скважине ( q ).

В качестве перепускных используются скважины ранее пробуренного разведочного фонда или специально пробуренные. Ствол скважины оборудуется колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) с подземным оборудованием (пакера) (рис. 7, см. вкл.).

При этом вырабатываются запасы нерентабельных или низкорентабельных залежей. По основному эксплуатационному объекту увеличивается период безкомпрессорной эксплуатации, увеличивается коэффициент газоотдачи за счет продления периода постоянной добычи и безводной эксплуатации скважин, экономятся значительные капитальные вложения на обустройство. Разработка защищена патентом на изобретение (Патент РФ № 2034131).

К существенным следует отнести также и проблему доразработки газовых залежей сеномана вследствие уникальных по своим объемам запасов газа, остающихся в пласте по окончанию определенного проектом периода разработки. Проектные коэффициенты конечной газоотдачи сеноманских газовых залежей колеблется в пределах 90-92 %.

Сеноманские газовые залежи работают в условиях проявления упруговодонапорного режима. С одной стороны, это отрицательный фактор, который приводит к обводнению скважин и снижению их производительности. С другой - компенсация потерь пластового давления за счет внедрения пластовой воды частично решает проблему увеличения добычи газа в единицу времени, т.е.

способствует интенсификации выработки залежи. Это же фактор при применении предлагаемых автором технологий позволяет обеспечить рентабельность добычи газа по окончании утвержденной проектом промышленной разработки месторождения и таким образом значительно снизить объем остаточного трудноизвлекаемого газа.

Прогноз динамики остаточных запасов газа по основным разрабатываемым сеноманским газовым залежам приведен в таблице 3 (см. вкл.). Как следует из таблицы, к 2010 г. будет всего два месторождения с остаточными запасами газа менее 20 % от начальных. К 2020 г. их число увеличится до трех, а к 2030 г. – до восьми. Причем, на четырех месторождениях закончится период рентабельной эксплуатации.

Наибольшее снижение пластового и устьевого давлений газа отмечается на Медвежьем и Вынгапуровском месторождениях, введенных в разработку в и 1978 годах, соответственно.

Энергетическое состояние разрабатываемых сеноманских залежей представлено в таблице 4 (см. вкл.).

По мнению автора, разработка газовых месторождений после достижения определенных проектом конечных коэффициентов газоотдачи, (для сеноманских газовых залежей это 90-92 %) возможна при постоянном пластовом давлении, а именно при поддержании его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна (внедрения пластовых вод в газонасыщенную часть пласта). При этом обеспечивается дополнительная добыча, значительно усложняются условия эксплуатации скважин, шлейфов, технологического оборудования (количество эксплуатационных скважин составит 45-50 % от начального фонда, дебиты газонасыщенной мощности пласта).

Автором предложены новые методы разработки, основанные на использовании энергетического состояния объекта:

1. Эксплуатация месторождения на режиме постоянных пластовых давлений;

2. Импульсно–волновой режим эксплуатации месторождения или группы месторождений. Защищено патентом на изобретение (Патент РФ № 2002690).

Технология № 1. Идея заключается в том, чтобы на заключительной стадии разработки при достижении коэффициентов газоотдачи 70-90 % установить такой режим отбора газа, который бы соответствовал постоянному темпу компенсации потерь давления в системе «пласт-скважина-газосборные сети-УКПГ», постоянному пластовому давлению, поддержанию его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна (при достаточно интенсивном внедрении пластовых вод в продуктивную часть). При этом количество действующих скважин составит 45-50 % от начального эксплуатационного фонда, в 2-5 раз снижаются дебиты, снижается мощность продуктивного пласта, осложняются условия эксплуатации как скважин, так и газосборной сети.

В таблице 5 (см. вкл.)приведен пример расчета дополнительной добычи газа на Вынгапуровском месторождении за счет оптимизации режима работы залежи.

В качестве критерия оптимизации принято сохранение пластового давления 1,1 МПа за пределами 2015 г. (проектный срок окончания разработки).

Предложенный подход позволит за десять лет эксплуатации дополнительно добыть 1,75 млрд. м3 природного газа при практическом сохранении режима работы УКПГ и ДКС.

Технология № 2. Эксплуатация месторождения по второй технологии предусматривает остановку добывающих скважин при достижении пластового давления 1,2-1,6 МПа.

Внедрение пластовой воды обеспечит повышение давления в залежи, т.к.

остановка скважин не оказывает влияния на темп продвижения ГВК. При повышении пластового давления до расчетной величины скважина запускается в эксплуатацию. Далее цикл повторяется. Импульсно-волновая технология применима для эксплуатации одного или нескольких месторождений с идентичными эксплуатационными показателями.

Технологические расчеты, проведенные по Медвежьему месторождению показали возможность продолжения экономически рентабельной разработки вплоть до 2040 г. При этом годовая добыча будет колебаться от 2,8 до 4,0 млрд.

м3/год в зависимости от эффективности применяемой технологии и динамики внедрения пластовой воды.

Таким образом, принимая во внимание ожидаемые значительные объемы остаточного газа (3-5 трлн. м3), вышеописанные технологии позволяют решать важные научно-технические задачи:

1. Повышение эффективности выработки остаточных запасов из газовой части пласта в условиях резко понизившегося пластового давления.

2. Извлечение защемленного газа из обводненной части пластов.

Возможность реализации предлагаемых технологий подтверждается фактическими материалами по остановкам промыслов (табл. 6, см. вкл.).

Решение целого ряда научных и геолого-технологических задач в области разработки месторождений открывают широкие возможности для организации добычи углеводородов.

Более чем 30 летний период освоения месторождений Надым-Пур-Тазовского региона осуществляется по "топливному" сценарию и характеризуется экстенсивной добычей газа сеноманских залежей и весьма примитивной технологией для подготовки газа конденсатосодержащих нижнемеловых отложений, в результате которой ценные компоненты (около 60 % пропанбутанов и до 90 % этана от потенциала) остаются в газе, поступающем в систему магистральных газопроводов.

Неизученной до сих пор остается проблема освоения залежей углеводородов газсалинской свиты, залегающей на небольшой глубине над сеноманскими отложениями. Суммарная величина их запасов до сих пор не оценена. Эти залежи с запасами более 500 млрд. м3 природного газа выявлены и разведаны на Харампурском месторождении. Проблема в том, что продуктивные отложения газсалинской свиты характеризуются низкой продуктивностью, низким пластовым давлением и требуют применения новых технологий для их освоения.

Своего решения требует задача более полного использования попутного нефтяного газа. Из извлекаемого сегодня при добыче нефти попутного газа утилизируется всего 60 %.

При существующих ценовых и налоговых условиях и достигнутом техническом и технологическом уровнях по сеноманским залежам могут остаться неизвлеченными значительные объемы остаточного газа, в сумме сопоставимые с запасами уникальных месторождений.

Использование остаточного газа в качестве топлива для энергетического комплекса Ямало-Ненецкого округа, даст возможность ежегодно утилизировать до 1 млрд. м3 или на ближайшие 50 лет – до 50 млрд. м3, т.е. всего лишь 1,5 – 2,0 % от ресурсов.

Реальное использование остальных объемов ресурсов возможно с внедрением технологий переработки, получения конечного продукта из природных газов.

По мнению автора, только на основе нетривиальных организационнотехнических и правовых решений, не характерных для сложившейся практики региона, можно обеспечить дополнительный импульс его развитию, используя возможные основные направления утилизации природного газа нерентабельного для дальнего транспорта: (1) компремирование на близкие и средние расстояния и распределение через сети низкого давления в условиях приближенности районов добычи к центрам потребления; (2) дообустройство месторождений, формирование пунктов сбора и компремирование до трубопроводных систем высокого давления; (3) в качестве буферного газа при переводе месторождения в режим подземного хранилища газа, либо месторождения – регулятора; (4) в качестве сырья для газопереработки в районе промысла и производства сжиженных природных газов, моторных топлив; (5) в качестве сырья для газохимии в районе промысла, производства метанола и др.; (6) в качестве энергоносителя для местной и региональной энергетики с созданием генерирующих мощностей в районе промысла либо на незначительном удалении от него.

В седьмой главе дана геолого-экономическая оценка ресурсов газа и конденсата глубокопогруженных горизонтов северных районов ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции.

Основой выполнения работы по вероятностной оценке величины и структуры ресурсов глубоко погруженных горизонтов северных районов ЗСНГП послужили результаты количественной оценки, уточненные с учетом изменения структуры выявленных запасов. В качестве базового метода оценки величины ресурсов газа использовался объемно-балансовый метод, предложенный М.С. Напольским и развитый М.С. Моделевским.

По мнению автора, долгосрочная программа недропользования глубоко залегающих горизонтов нижнего мела и юры севера ЗСНГП, рассчитанная на период 2010 – 2015 гг. и перспективу до 2030 г. Программа должна решать три задачи 1) региональные и поисково-оценочные работы с целью выявления скоплений нефти и природного газа в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела за счет средств федерального бюджета 2) геологическое изучение недр, выявление и подготовка запасов нефти, газа и конденсата в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела на распределенном фонде недр за счет средств недропользователей;

3) подготовка и ввод в разработку уже разведанных залежей углеводородов.

Основные итоговые финансово-производственные показатели освоения ресурсов глубокопогруженных горизонтов севера ЗСНГП приведены в таблице (см. вкл.).

Экономическая оценка освоения севера ЗСНГП и создания на его базе газохимического комплекса указывает на высокую коммерческую и бюджетную эффективность его реализации. Эффективность оценивалась с использованием системы показателей, отражающих деятельность предприятия применительно к условиям рыночной экономики. В период до 2030 года выручка от освоения ресурсов газа Уренгойского нефтегазоносного района составит 6,8 трлн. руб., в том числе за счёт реализации этилена – 1,1 трлн. руб., пропан-бутановой смеси – 1,4 трлн. руб. Накопленная чистая прибыль до 2030 года составит 3,7 трлн. руб., NPV – 576 млрд. руб., IRR – 64 %, срок окупаемости с учётом дисконтирования – 5 лет, без учёта дисконтирования – 4 года. Налоговые поступления в федеральный бюджет составят 1,1 трлн. руб., в региональный бюджет – 0,92 трлн. руб., в местный бюджет 107 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

2. Особое внимание следует уделять остаточным запасам газа в рассматриваемом регионе, которые по своим объемам сопоставимы с начальными запасами отдельных нефтегазоносных провинций России.

3. Необходимость дифференциации запасов напрямую связана с проблемой оптимизации разработки. С участием автора создана методология и принципиальная схема технологического процесса подсчета запасов с оценкой степени и качества изученности залежи, которая применяется при решении проблемы выбора эффективного варианта.

4. Сеноманские газовые залежи работают в условиях активного внедрения пластовых вод в продуктивный пласт, вследствие чего разработка и внедрение эффективных геолого-геофизических методов исследований имеет приоритетное значение для принятия управленческих решений.

5. Промыслово-геологический контроль за разработкой газовых месторождений включает широкий круг задач, в решении которых методам промысловой геофизики отводится ведущая роль. К таким задачам относятся:

оценка распределения объемов газа и воды по площади и высоте залежи, изучение процессов, происходящих при внедрении подошвенных и краевых вод в газовую залежь, определение коэффициентов газоотдачи пластов, изменения газонасыщенности по времени, определение технического состояния эксплуатационных скважин.

6. В условиях падающей добычи, интенсивного обводнения залежи актуальность приобретает оценка остаточной и конечной газонасыщенности в обводненном объеме, объема защемленного газа, а также динамика этих параметров и прогноз их в процессе разработки. На основании проведенного исследования изменения газонасыщенности пластов-коллекторов в обводненной зоне автором сформулированы следующие положения:

величина текущей газонасыщенности сильно зависит от начальных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;

средний коэффициент остаточной газонасыщенности сеноманских коллекторов в обводненной зоне составляет 27 %, в том числе по группам коллекторов: IIIб – 38 %, IIIa – 25 %, I+II – 18 %;

темп снижения текущей газонасыщенности для пластов-коллекторов различных групп неодинаков. Он гораздо выше в пластах с высокими ФЕС;

в процессе добычи газа в пластах обводненной зоны наблюдается увеличение газонасыщенности, очевидно связанное с расширением газа в порах, вызванным падением давления в обводненном объеме залежи.

7. По мнению автора, разработка газовых месторождений после достижения газоотдачи 88-92 % возможна при постоянном пластовом давлении, поддержании его за счет энергии подстилающего водоносного бассейна. При этом значительно усложняются условия эксплуатации скважин, шлейфов, - количество эксплуатационных скважин составит 45-50 % от начального фонда, дебиты снизятся до 50-80 тыс. м3/сут, толщина газоотдающих интервалов уменьшится до 5-10 метров.

8. Критериями рентабельной добычи газа из сеноманских залежей служат величина текущего дебита и устьевого давления. Предварительные техникоэкономические оценки показывают, что при снижении устьевых давлений в добывающих скважинах ниже 1 МПа их эксплуатация с применением традиционных технологий подготовки и транспорта газа становится не рентабельной.

9. Практически не затронуты разработкой запасы газа нижних горизонтов, содержащих такой ценный вид углеводородного сырья как газовый конденсат. В настоящее время доля так называемого «жирного» конденсатосодержащего газа составляет около 10 %. По авторским оценкам уже к 2020 году из глубоких горизонтов будет добываться более 50 % всего газа. Соответственно ожидается наращивание добычи газового конденсата до 30-35 млн. т, должны быть подготовлены производственные мощности по переработке и транспортировке и этого ценного сырья.

10. Необходима долгосрочная программа недропользования в глубоко залегающих горизонтах нижнего мела и юры рассматриваемой территории призванная обеспечить:

региональные и поисково-оценочные работы с целью выявления скоплений нефти и природного газа в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела за счет средств федерального бюджета;

геологическое изучение недр, выявление и подготовку запасов нефти, газа и конденсата в глубоко залегающих горизонтах юры и нижнего мела на распределенном фонде недр за счет средств недропользователей;

подготовку и ввод в разработку уже разведанных залежей углеводородов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В

СЛЕДУЮЩИХ ТРУДАХ

1. Облеков Г.И., Палатник Б.М., Закиров И.С. Прогнозирование разработки газовых залежей // Газовая промышленность. – 1989. - № 3. - С. 37-40.

2. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Немировский И.С., Ремизов В.В., Середа М.Н. Месторождение Медвежье – технология диагностики и эксплуатации скважин // Газовая промышленность. – 1989. - № 11. - С. 28-29.

3. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Туголуков В.А. Технология выбора интервалов дополнительной перфорации скважин // Газовая промышленность.

– 1990. - №1. - С. 48-50.

4. Гусейнов Ф.А., Облеков Г.И., Иваш О.Г., Румянцев В.Г. Влияние качества промывочной жидкости на дебит газовой скважины // Газовая промышленность. – 1990. - № 4. - С. 45-48.

5. Назаров С.И., Облеков Г.И., Лаготский З.Н. Система индексации твердых механических примесей "Импульс-2" // Газовая промышленность. – 1990. - № 5. - С.

30.

6. Облеков Г.И., Кирсанов А.Н., Тер-Саакян Ю.Г., Гутман И.С., Райкевич А.И., Кирсанов Н.Н., Якимов И.Е. Технология подсчета и дифференциации запасов газа // Совм. номер: Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 5; Газовая промышленность. – 1992. С. 61-63.

7. Маслов В.Н., Облеков Г.И., Ланчаков Г.А., Ставкин Г.П. Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений Тюменской области // Экспресс-информация: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. – 1995. - № 7-8. - С. 17Кононов В.В., Облеков Г.И., Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Чугунов Л.С., Чупова И.М. Метод контроля за выработкой запасов газа // Газовая промышленность.

– 1999. - №5. - С. 34-35.

9. Журавлев Е.Г., Облеков Г.И. Гипергенная газовая формация фундамента Новопортовского месторождения // Геология нефти и газа. - 2000. -№ 5. - С.39-43.

10. Кононов В.И., Облеков Г.И., Ремизов В.В. Новые технологии разработки многопластовых залежей // Газовая промышленность. - 2000. - № 8. - С.31-33.

11. Облеков Г.И., Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н., Чупова И.М., Харитонов А.Н. Новые технологии разработки газовых месторождений Крайнего Севера // Газовая промышленность. - 2001. – №7 - С.26-29.

12. Облеков Г.И., Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю. Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части Медвежьей площади // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 1. - С.53-64.

13. Облеков Г.И. Перспективы развития добычи углеводородов в Надым-Пуровском регионе // Газовая промышленность. - 2006. – №11 - С.48-49.

14. Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М., Архипов Ю.А. Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования // Наука и техника в газовой промышленности. С.13-14.

15. Облеков Г.И., Березняков А.И., Харитонов А.Н., Гугняков В.А. Опыт применения ресурсосберегающих технологий газодинамических исследований скважин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 21-22.

16. Нежданов А.А., Облеков Г.И., Туренков Н.А., Косарев И.В., Магденко Г.В.

Перспективы нефтегазоносности месторождения Медвежье // Газовая промышленность. С.20-21.

17. Облеков Г.И. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. С.26-34.

18. Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Архипов Ю.А., Чупова И.М., Скоробогач М.А.

Особенности назначения и расчета технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - № 4. –С.68-76.

Патенты на изобретения:

19. АС № 162224 Способ выделения газоотдающих интервалов / Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, О.М. Ермилов и др. – Опубл. 01.11.1990 г.

20. Пат. 1804549 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод / Г.И. Облеков, Р.А. Сологуб, Н.В. Михайлов, P.M. Минигулов, А.И. Березняков, М.С. Марчук (Россия).

– Опубл. 9.10.92.

21. Пат. 1922211 РФ. Способ и устройство для освоения газовых и газоконденсатных скважин / Г.И. Облеков, М.Н. Середа, В.В. Ремизов, В.М. Нелепченко, И.С. Немировский, В.Д. Дувинский. – Опубл. 16.09.93.

22. Пат. 2015309 РФ. Способ создания скважинного фильтра / Г.В. Тимашев, Г.И.

Облеков, Р.Ш. Гайфулин, Л.Н. Федоров, Н.В. Михайлов. – Опубл. 30.06.94.

23. Пат. 2026966 РФ. Способ эксплуатации нефтегазовых скважин / Г.А. Ланчаков, Г.И. Облеков, М.Н. Середа, В.Н. Поляков, М.К. Тупысев, В.М. Нелепченко. – Опубл.

20.01.95.

24. Пат. 2034131 РФ. Способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, М.Н. Середа, Е.М. Нанивский, В.М. Нелепченко, М.К. Тупысев, Г.Г. Жиденко (Россия). –Опубл.

27.04.95.

25. Пат. 2070289 РФ. Способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин и устройство для его осуществления / М.Н. Середа, А.В. Баранов, Г.И. Облеков, И.С. Немировский, В.М. Нелепченко, В. А. Туголуков, Н.В. Михайлов. – Опубл. 10.12.96.

26. Пат. 2081311 РФ. Способ и устройство для газодинамических исследований скважин / М.Н. Середа, Г.И. Облеков, А.Н. Петров, Г.А. Ланчаков, В.М. Нелепченко, А.В. Баранов (Россия). – Опубл. 10.06.97.

27. Пат. 2091576 РФ. Измерительная линия и способ измерения газодинамических параметров / М.Н. Середа, А.В. Баранов, А.Н. Петров, Г.И. Облеков, Л.С. Чугунов, В.Е. Губяк, С.М. Трандин. – Опубл. 27.09.97.

28. Пат. 99125064 РФ. Способ разработки газового месторождения / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев, А.С. Харитонов (Россия). – Опубл. 22.11.99.

29. Пат. 2162938 РФ. Способ газогидродинамических исследований скважин / Г.И.

Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, А.Н. Харитонов, В.Н. Гордеев (Россия). Опубл. 10.02.2001.

30. Пат. 2202690 РФ. Способ разработки газового месторождения / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев, А.Н. Харитонов (Россия). Опубл. 20.04.2003.

31. Пат. 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / Г.И. Облеков, В.И. Кононов, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, В.Б. Поляков, А.Н. Харитонов, Л.С. Забелина (Россия). - Опубл. 20.04.2003.

32. Пат. 2225500 РФ. Способ ликвидации скважин / А.В. Кустышев, Г.И. Облеков, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, Л.У. Чабаев (Россия). - Опубл.10.03.2004.

Монографии:

33. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков, P.M. Бембель, Е.Н. Ивакин, З.Д. Ханнанов. - М.: Недра, 1995.-464с.

34. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. / Ю.В. Зейгман, В.И. Васильев, Г.И. Облеков, В.М. Демин. – Уфа:УГНТУ, 1998. - 228 с.

Научно-технические обзоры:

35. Методы контроля и управления разработки Медвежьего месторождения с целью повышения эффективности его эксплуатации / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, А.Г. Ананненков, В.В. Ремизов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 1987. - Вып. 4. – 68 с.

36. Опыт и проблемы разработки месторождения Медвежье в период постоянной добычи / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, Ю.Г. Тер-Саакян, В.В. Ремизов, В.Г. Румянцев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1989. -Вып. 2.-37 с.

37. Промыслово-геологический анализ разработки сеноманских залежей газа Тюменской области / Г.И. Облеков, А.Н. Кирсанов, Ю.Г. Тер-Саакян, В.Г. Румянцев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1991. - 54 с.

38. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера / В.В. Ремизов, Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 48 с.

39. Методы анализа отработки сеноманских залежей севера Тюменской области по данным исследований эксплуатационных скважин газодинамическими и промыслово-геофизическими методами / Г.И. Облеков, В.В. Ремизов, О.М. Ермилов, Ю.Г. Тер-Саакян, Л.С. Чугунов, Н.В. Михайлов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1994. - 77 с.

40. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО / Г.И.

Облеков, В.Н. Гордеев // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2002. - 47 с.

Прочие публикации:

41. Облеков Г.И. Опыт контроля за разработкой газового месторождения Тюменгазтехнология, 1989. - С. 13-17.

42. Облеков Г.И. Техника и технология освоения газовых скважин без выпуска газа в атмосферу // Проблемы и перспективы реализации ресурсосберегающей политики в Тюменском нефтегазодобывающем комплексе: Сб. науч. тр. – Тюмень:

НПО "Тюменьгазтехнология", 1990. - с. 89-91.

43. Обоснование схемы разбуривания сеноманской залежи Песцового месторождения / В.Н. Маслов, Г.А. Ланчаков, Г.И. Облеков // Экспрессинформация: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. - 1993. - № 8-9. - С.

1-4.

44. Поддержание устойчивости работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Г.И. Облеков, Н.В. Михайлов, А.И. Березняков, Г.В. Тимашев, Р.А. Сологуб, В.Г. Румянцев // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ. - Ч.1. С. 137 - 146.

45. Облеков Г.И., Михайлов Н.В., Тимашев Г.В., Березняков А.И., Сологуб Р.А.

Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. - Москва: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 137Облеков Г.И. Перспективы развития П "Надымгазпром" в НадымПуровском нефтегазоносном районе // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С.27-29.

47. Облеков Г.И. Состояние минерально-сырьевой базы и направление ее воспроизводства в районах деятельности П "Надымгазпром" // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 30-33.

48. Облеков Г.И. К вопросу разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Труды ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 56-58.

49. Облеков Г.И. Основы организации системы геологопромыслового контроля за разработкой газовых месторождений // Труды ОАО «Газпром». – М.:

ИРЦ Газпром, 1996. - С. 77-80.

50. Облеков Г.И. Обеспечение рациональной разработки сеноманских газовых залежей севера Тюменской области на поздней стадии разработки // Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера: Сб. науч. тр. – М.: Наука, 1997. – С. 163-175.

51. Облеков Г.И., Чугунов Л.С., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н. Оптимизация сроков ввода скважин в эксплуатацию (на примере месторождения Медвежье в процессе разработки) // Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - №1.- С. 10-14.

52. Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г., Чупова И.М. Геолого-геофизический мониторинг в процессе эксплуатации газовых месторождений Крайнего Севера // Каротажник. – 1999. - Выпуск 65. - С.86-95.

53. Облеков Г.И. Проблемы и направления развития нефтегазодобывающей отрасли в Надым-Пуровском регионе ЯНАО // Материалы 5 координационного геологического совещания. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С.89-97.

54. Облеков Г.И. Результаты и перспективы развития ГРР ООО «Надымгазпром»

// Материалы 6 координационного геологического совещания.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.50-57.

55. Облеков Г.И. Некоторые направления развития добычи газа по ОАО «Газпром»

// Материалы 6 координационного геологического совещания. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.143-149.

56. Облеков Г.И., Гордеев В.И. Разработка месторождений ООО «Надымгазпром» // Материалы 6 координационного геологического совещания.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С.149-162.

57. Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Облеков Р.Г., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия «Надымгазпром» по данным истории разработки на основе геологогазодинамической модели // Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки: Материалы НТС ОАО "Газпром". – М.:ИРЦ Газпром, 2000. - С.67Облеков Г.И., Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н., Чупова И.М., Харитонов А.Н. Повышение эффективности разработки крупных газовых месторождений на севере Западной Сибири // Потенциал. - 2001. - № 4. - С.8-11.

59. Облеков Г.И., Чупова И.М. Проблемы оценки технологического состояния скважин промыслово-геофизическими методами на месторождениях ООО «Надымгазпром» // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Реф. Сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - № 2. - С.23-25.

60. Облеков Г.И., Архипов Ю.А. Использование остаточных запасов природного газа крупных месторождений Западной Сибири // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии: Тезисы докладов Первой Международной Конференции. - Санкт-Петербург, ВНИГРИ. - 2002. - С.77-78.

61. Облеков Г.И., Облеков Р.Г. Классификация запасов углеводородов (природный газ) // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ. конф. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С.66-72.

62. Облеков Г.И., Архипов Ю.А., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ. конф. - М.: ИРЦ Газпром, - 2003. - С.98-103.

63. Облеков Г.И., Чупова И.М. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов: Материалы всероссийской науч.-практ. конф. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С.163-171.

64. Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Гордеев В.Н., Харитонов А.Н., Чупова И.М. Новые технологии разработки, контроля и освоения крупных газовых месторождений севера Западной Сибири // Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи: Одиннадцатый международный конгресс «CITOGIC 2001-Ямал». - М: Информационно- издательский центр АТН РФ, 2003. - Том 11. - С.213-220.

65. Облеков Г.И. Дифференциация запасов газа как элемент системного подхода к совершенствованию разработки газовых месторождений / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008.- Вып. 4.- С. 13-16.

66. Облеков Г.И. Алгоритм подсчета запасов газа методом материального баланса в условиях центрально-группового размещения скважин / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008.- Вып. 4.С. 16-19.

67. Облеков Г.И. Проблемы геолого-промыслового обоснования рациональной разработки месторождений углеводородного сырья / Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - ООО «ИРЦ Газпром», 2008.- Вып. 4.- С. 36-38.

Формат 60х84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Times New Roman ИНГГ СО РАН, ОИТ, пр-т Ак. Коптюга, 3, Новосибирск,