Исследование рынка микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов

Исследование рынка микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов

стр. 5 из 5

Исследование рынка микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов

Оглавление

Введение 4

1. Емкость рынка систем микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов в регионе в 2011-2012 годах: 5

2. Анализ производителей систем микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов в регионе в 2011-2012 годах 12

2.1. Основные компании-производители 12

2.2. Объем производства систем микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов в регионе в 2012г. основными компаниями-производителями. 20

2.3. Виды производимых систем микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов 21

2.4. Ценовая политика основных компаний-производителей 39

Список иллюстраций

Табли

Таблица 1. Шельфовые месторождения РФ 5

Таблица 2. Экспорт из РФ в 2012 году оборудования для микросейсмического контроля и его составных частей 8

Таблица 3. Импорт в РФ в 2012 году оборудования для микросейсмического контроля и его составных частей 9

Таблица 4. Общий объем экспорта и импорта в РФ в 2012 году 10

Таблица 5. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований в скважинах, шт. 20

Таблица 6. Цены на станции МК основных компаний-производителей 39

ДиаграммыY

Диаграмма 1. Доли крупнейших компаний на мировом рынке систем микросейсмического контроля разработки континентальных и шельфовых месторождений углеводородов в 2012 году 20

Диаграмма 2. Общая схема комплекса технологий представлена на схеме: 31

Рисунк

Рисунок 1. География работ института по направлениям представлена на карте. 18

Рисунок 2 . Куб CSP — дифракторов совмещенный с кубом CSP — рефлекторов. Западно – Сибирская НГП 22

Рисунок 3 . Местоположение продуктивных скважин на временных разрезах рефлекторов (вверху) и дифракторов (внизу) 23

Рисунок 4 . Система сбора, передачи и обработки данных микросейсмического мониторинга (МПАК). 25

Рисунок 5 . – Сейсмическая эмиссия основного ГРП в районе перфорации скважины на одном из месторождений ХМАО. 26

Рисунок 6 . Плотность микросейсмических событий в процессе заводнения на одной из скважин Приобского месторождения ХМАО. 27

Рисунок 7. Схема измерений без оценки глубины 32

Рисунок 8. miniDOBS-ES 33

Рисунок 9. Ocean Bottom Systems 34

Рисунок 10. Геофон в базе, оптимизированной для сдвига взаимодействия волн 35

Введение

Рост мирового спроса на энергоресурсы побуждает нефтегазодобывающие компании переходить к разработке все более сложных месторождений. Эти сложности могут относиться как к условиям коллектора (плотные газосодержащие песчаники, добыча метана из угольных пластов, газоконденсатные коллекторы, глубокие и сверхглубокие коллекторы и т.п.), так и к факторам, связанным с историей разработки залежи (месторождения на поздних стадиях разработки и т.п.). Одним из путей повышения эффективности извлечения запасов углеводородов является применение хорошо спланированных программ мероприятий по повышению нефтеотдачи, и в частности интенсификация добычи методом гидроразрыва пласта.

Современное состояние нефтегазовой отрасли характеризуется вступлением все большего числа крупных и уникальных высокодебитных месторождений, в позднюю и завершающую стадию разработки, что приводит к значительному снижению добычи и росту обводнённости продукции. Вовлечение в разработку сложнопостроенных и глубокозалегающих месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, прежде всего месторождений, связанных с баженовской свитой, является важнейшим резервом повышения эффективности недропользования.

По разным оценкам экспертов геологов в баженовской свите может содержаться от 3 до 20 миллиардов тонн жидких углеводородов, что сравнимо с объёмами добытого на сегодняшний день объёма нефти в Западной Сибири. Наличие нефти в баженовской свите доказано почти повсеместно на территории Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, но технологий, позволяющих добывать её в промышленном масштабе везде, где она открыта нет. Только в зонах разуплотнения пород баженовской свиты при наличии трещинно-кавернозных коллекторов удаётся получать устойчивые дебиты  в скважинах и организовать промышленную добычу нефти.

Интерес в мире и в России к разработке месторождений углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами, включая нефтяные и газовые сланцы,  продиктован объективными причинами. К ним относятся падение уровня добычи на крупных месторождениях, выработка активных запасов, повышение цен на энергоносители. Поэтому дальнейшие перспективы нефтедобычи, в частности, на территории, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, во многом будут определяться успешностью освоения доюрского комплекса,  где залежи  углеводородов связаны исключительно с трещинно-кавернозным коллектором и баженовской свитой, представленной нефтяными сланцами. 

По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА) основным геолого-технологическим мероприятием по стимулированию добычи в сланцевых месторождениях нефти и газа является гидроразрыв пласта. Гидроразрыв осуществляется массово во всех пробуренных по  пласту горизонтальных скважинах.

Для рентабельной разработки залежей в нефтегазовых сланцах необходима, прежде всего, адекватная цифровая геологическая модель коллекторов, содержащих углеводороды. Постоянно действующий микросейсмический мониторинг нефте/газодобычи и различных геолого-технологических мероприятий, таких как гидроразрыв пласта (ГРП) и др., позволит проводить непрерывное уточнение этой модели, оптимизировать процесс разработки и повысить коэффициент извлечения нефти.