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:

• размер законтурной водоносной области;
• абсолютная проницаемость пород-коллекторов;
• соотношение вязкостей вытесняемого (нефть) и вытесняющего (вода) реагентов.

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.

    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).

Рис. 1. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ ГЕОЛОГО-ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ Варианты: 1 – первый, 2 – второй, 3 – третий

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).

Рис. 2. СРАВНЕНИЕ ДИНАМИКИ ИЗМЕНЕНИЯ ЧДД ДЛЯ ВАРИАНТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ГЕОЛОГО-ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ Варианты: 1 – первый, 2 – второй, 3 – третий

1. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений в значительной степени влияют на разработку месторождения.
2. Проведенный анализ месторождений Восточной Сибири позволил выбрать наиболее значимые гидрогеологические параметры, влияющие на режим работы нефтяного пласта.
3. В условиях сложного геологического строения месторождений Восточной Сибири актуален комплексный подход к проектированию эксплуатации нефтяных залежей с учетом гидрогеологических условий и технико-экономических показателей разработки.