Н.С. Богданов, («Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» )
Гидрогеологические условия нефтяных месторождений оказывают значительное влияние на режим их разработки. В процессе эксплуатации нефтяных пластов на естественном режиме происходит некомпенсируемое снижение пластового давления и, как следствие, уменьшение дебитов нефти. Для поддержания текущего пластового давления в настоящее время широко используется организация системы его поддержания. В этом случае на месторождении бурятся нагнетатательные скважины, в которые закачивают вытесняющий агент (обычно пресная вода и вода, добытая вместе с нефтью). Организация систем поддержания пластового давления, с одной стороны, позволяет увеличить темпы отбора нефти, с другой – ведет к более резкому обводнению добываемой продукции. Разработка таких месторождений происходит, как правило, с применением регулярной системы заводнения (площадная, рядная и др.). При правильном учете естественной энергии пластовых вод (краевых и подошвенных) возможно адаптированное размещение нагнетательных скважин. С учетом особенностей залежей охват пласта процессом заводнения при такой системе будет практически сопоставим с охватом при регулярной системе заводнения. В этой связи исследование влияния различных гидрогеологических характеристик на динамику технико-экономических показателей эксплуатации становится крайне важным для рациональной разработки месторождения. Для выявления функциональной зависимости технико-экономической эффективности разработки от геолого-гидрогеологических особенностей нефтяного месторождения в качестве методики исследования было выбрано гидродинамическое моделирование с использованием трехмерной, трехфазной модели фильтрации “Tempest More” фирмы “Roxar”. Для выбора наиболее значимых гидрогеологических параметров, влияющих на динамику вытеснения нефти водой, был проведен факторный анализ. В результате установлены следующие параметры, наиболее существенно влияющие на режим месторождения:
Предварительная обработка данных проведена по реальным месторождениям Восточной Сибири (Пайгинское, Куюмбинское, Юрубчено-Тохомское, Талаканское, Чаяндинское, Даниловское и др.), что позволило выбрать минимальное, максимальное и среднее значения указанных параметров (табл. 1-2). Необходимо отметить, что эти месторождения характеризуются сложным геологическим строением (большое число тектонических нарушений, засолонение коллекторов и т.д.), что оказывает существенное влияние на размеры законтурной водоносной области. Таблица 1. Диапазон изменения и средние значения проницаемости для месторождений Восточной Сибири.
Таблица 2. Вязкость воды и нефти по месторождениям Восточной Сибири.
Примечание. Для ряда месторождений данные о вязкости воды отсутствуют. Для таких месторождений вязкость воды рассчитывалась по ее зависимостям от минерализации, пластовых давлений и температур, а также по методике МакКена. Основываясь на этих данных, были рассчитаны три варианта разработки месторождений с различными гидрогеологическими условиями.
Вариант 1. Приняты минимальные значения параметров (размер законтурной водоносной области – 100 м, вязкость пластовой воды – 0,8 мПа · с, проницаемость коллектора – 0,05 мкм2). Вариант 2. Приняты средние расчетные значения параметров (размер законтурной водоносной области – 150 м, вязкость пластовой воды – 2,5 мПа · с, проницаемость коллектора – 0,10 мкм2). Вариант 3. Приняты максимальные значения параметров (размер законтурной водоносной области – 200 м, вязкость пластовой воды – 4,0 мПа · с, проницаемость коллектора – 0,15 мкм2) (рис. 1).
Помимо расчета технологических показателей, в ходе исследований было рассмотрено изменение экономической эффективности разработки месторождений. Обычно в качестве критерия ее оценки с применением той или иной системы используют экономические показатели, учитывающие особенности каждого месторождения. К их числу можно отнести значение чистого денежного дохода, внутреннюю норму дохода и индекс доходности. В практике экономической оценки эффективности разработки существует несколько методов. Наиболее объективным является метод оценки по чистому денежному доходу (ЧДД) с учетом дисконтирования. В РФ в качестве ставки дисконта, как правило, принимается 10 %. На основании экономических расчетов наилучшими значениями ЧДД характеризуется вариант с высокой проницаемостью коллекторов, значительной законтурной областью и высокой вязкостью пластовой воды (рис. 2).
По итогам проведенных исследований можно сделать следующие выводы.
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
© Н.С. Богданов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-6. |