viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

     Н.С. Богданов, (РЕГАЛИИ)

 

 

 

При обосновании оптимальной системы разработки нефтяного месторождения приходится рассматривать множество вариантов с различными числом и типом скважин (вертикальные, наклонные, с горизонтальным и боковым стволом), системами разработки (площадные, рядные, избирательные и др.), вытесняющими агентами (вода, газ, водогазовые смеси, закачка воды с химическими реагентами и пр.).

Обычно расчеты проводятся на современных трехмерных трехфазных гидродинамических моделях с большим числом узлов разностной сетки, что приводит к значительным затратам времени для рассмотрения каждого из вариантов. Поэтому необходимость сокращения числа расчетных вариантов не вызывает сомнения.

Приведем результаты исследований, направленных на решение задачи выяснения комбинации геологических (проницаемость, вязкость нефти) и гидрогеологических факторов (размер законтурной водоносной области, плотность и вязкость воды, минерализации и др.) для экономически выгодной (рентабельной) разработки нефтяной залежи без применения заводнения. Выявленные зависимости позволят уже на начальной стадии работ определить целесообразность проведения гидродинамического моделирования вариантов разработки на естественном режиме с использованием только энергии водоносной области и сократить возможное число вариантов расчетов.

Для решения поставленной задачи были проведены численные исследования с использованием трехмерной гидродинамической и экономико-математической моделей. В качестве гидродинамического симулятора использовался известный программный комплекс LAURA (ВНИИнефть, Москва). Для расчетов экономических показателей вариантов применялась экономико-математическая модель ВНИГНИ, соответствующая требованиям отраслевого руководящего документа по оценке экономической эффективности проектов на условиях действующей налоговой системы.

В качестве критерия экономической эффективности проекта рассматривался чистый дисконтированный денежный доход (ЧДД), положительное значение которого позволяет судить о рентабельности.

Предварительно проведенный анализ исследований по влиянию различных геологических характеристик на эффективность разработки нефтяных месторождений за счет активности пластовых вод позволил выделить следующие наиболее значимые факторы: размер внешней водоносной области; отношение вязкости вытесняемого (нефть) и вытесняющего (вода) агентов; значение проницаемости коллекторов.

Другие факторы, влияющие на эффективность разработки нефтяного месторождения, зависят как от геологических, так и технологических параметров, которые взаимно увязаны. Так, размер месторождения или запасы тесно связаны с числом скважин (чем больше размеры и запасы, тем больше скважин).

По этой причине для сокращения числа взаимно обусловленных факторов при исследовании ограничивались этими тремя наиболее значимыми параметрами. Все расчеты выполнялись только до момента, пока пластовое давление находилось выше давления насыщения, так как учитывалось влияние на разработку только активности пластовых вод.

Были проведены анализ и обобщение фактической геологической, промысловой и лабораторной информации, выполненной в разные годы разными исследователями по месторождениям Якутии и Восточной Сибири. Эти материалы были положены в основу выбора наиболее характерного диапазона изменения исследуемых параметров.

Анализ особенностей геологического строения месторождений Восточной Сибири и Якутии показал, что размеры и активность законтурных вод нефтяных месторождений обусловлены в основном литологическими и тектоническими факторами. Месторождения рассматриваемых районов нередко рассечены разломами на отдельные, гидродинамически изолированные блоки. Непроводящие разломы нарушают связь нефтяной части с законтурной водоносной областью. В ряде случаев отмечается резкое сокращение размера активной водоносной области за счет засолонения коллекторов, которое играет ту же роль, что и глинизация.

Было смоделировано три характерных варианта размеров законтурной водоносной области.

1. Нефтяное месторождение приурочено к линзе коллектора с небольшой (до 2 км) водоносной областью.
2. Нефтяное месторождение приурочено к линзе коллектора с достаточно большой (до 5 км) водоносной областью.
3. Нефтяное месторождение связано с водоносной областью большого размера (10 км и более).

Несмотря на некоторую условность принятых в расчетах численных размеров законтурной области, гидродинамическое моделирование показало, что выбранный диапазон значений позволяет выявить тенденцию влияния активности пластовых вод на экономическую эффективность добычи нефти.

При выборе диапазона изменения проницаемости было обработано 762 образца, при этом из выборки исключались образцы, проницаемость которых была ниже 0,01 мкм2 (364 образца).

Был выбран следующий диапазон характерных значений проницаемости, который соответствует примерно 25, 50 и 75%-й частоте встречаемости всех исследованных значений (квантильный подход):

  • I класс – 0,05 мкм2 (75 %);
  • II класс – 0,01 мкм2 (50 %);
  • III класс – 0,25 мкм2 (25 %).

Вопросам влияния вязкости пластовой нефти и воды на эффективность разработки нефтяных месторождений посвящено большое число исследований как в России, так и за рубежом. Многочисленными лабораторными и теоретическими исследованиями показано, что важным является отношение вязкости вытесняемого (нефть) и вытесняющего (вода) агентов. Так как основной задачей исследований было изучение влияния на эффективность добычи нефти именно гидрогеологических особенностей строения месторождений, то вязкость нефти принималась равной средней вязкости нефтей по месторождениям Восточной Сибири и Якутии.

Следует отметить, что анализ фактических данных по месторождениям показал, что исследования свойств пластовых вод проводились в недостаточном объеме. В этой связи при определении свойств пластовых вод кроме фактических данных использовались известные методики и зависимости, основанные на статистических связях между минерализацией пластовых вод, пластовыми температурами и давлениями (методика Коллинза).

Диапазон изменения значений вязкости пластовой воды по месторождениям Восточной Сибири и Якутии колеблется в значительных пределах от 0,85 до 4,00 мПа · с, что связано с наличием высокоминерализованных вод (рапы) в разрезе.

На гидродинамической и экономико-математической моделях были проведены численные исследования влияния геологических и гидрогеологических характеристик на экономическую эффективность разработки нефтяного месторождения за счет энергии законтурных вод без применения заводнения.

Полученные результаты были обработаны методом наименьших квадратов для подбора аналитического вида зависимостей и оценки степени тесноты связи между исследованными параметрами. В качестве критерия тесноты связи использовался коэффициент корреляции для линеаризованных зависимостей. Как показал анализ, наилучшей оказалась гиперболическая зависимость вида

ЧДД = А + вязкость пл воды / В ,

    где А и В – расчетные коэффициенты уравнения.

Полученная зависимость характеризуется высоким коэффициентом корреляции (r = -1) и является практически функциональной. В этой связи можно считать установленной наличие тесной связи между экономическим показателем рентабельности (ЧДД), гидрогеологическими (вязкость, размер законтурной области) и геологическими (проницаемость) особенностями строения месторождений, что позволяет использовать их при принятии решения о целесообразности рассмотрения вариантов разработки без поддержания пластового давления (рис. 1-3).

 

 

Рис. 1. ЗАВИСИМОСТЬ ЧДД ОТ РАЗМЕРА ВОДОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
И ВЯЗКОСТИ ВОДЫ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ ПРОНИЦАЕМОСТИ 0,1 мкм2
Размер водоносной области, км: 1 – 2; 2 – 5; 3 – 10

 

 

Рис. 2. ЗАВИСИМОСТЬ ЧДД ОТ РАЗМЕРА ВОДОНОСНОЙ ОБЛАСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ 0,1 мкм2
ПРИ РАЗЛИЧНОЙ ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
Вязкость воды, мПа · с: 1 – 0,85; 2 – 1,20; 3 – 1,60; 4 – 2,80; 5 – 4,00

 

 

Рис. 3. ЗАВИСИМОСТЬ ЧДД ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ И ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
ПРИ РАЗМЕРЕ ВОДОНОСНОЙ ОБЛАСТИ 5 км
Усл. обозначения см. на рис. 2

 

Данные зависимости могут использоваться в качестве номограмм (палеток) для оперативной оценки целесообразности проведения расчетов вариантов разработки нефтяных месторождений за счет энергии законтурных вод без закачки.

Учитывая, что расчетные значения ЧДД основаны на ценах реализации нефти, нормативах капитальных и эксплуатационных затрат по состоянию на 2006 г., не исключено изменение принятых экономических показателей. В этой связи был выполнен анализ чувствительности полученных зависимостей к изменению цены реализации нефти и затрат (капитальных и эксплуатационных). В соответствии с принятыми нормами руководящих документов нефтяной и газовой промышленности, расчеты были проведены при изменении цен и затрат в диапазоне ±20 %, что позволило получить доверительные интервалы для корректировки построенных номограмм к изменению экономических условий.

    ВЫВОДЫ

1. На основе анализа материалов по месторождениям Восточной Сибири и Якутии обоснован диапазон изменения наиболее значимых геологических и гидрогеологических характеристик: проницаемости, вязкости пластовых вод, размеров законтурной области для проведения численных исследований.

2. На гидродинамической и экономико-математической моделях выполнены численные исследования для установления влияния рассмотренных характеристик на экономическую рентабельность разработки нефтяного месторождения за счет активности законтурных вод без применения заводнения.

3. Проведенные исследования выявили тесную (функциональную) зависимость между экономическим показателем рентабельности разработки нефтяного месторождения и выбранными геологическими и гидрогеологическими характеристиками.

4. Обработка результатов позволяет получить аналитический вид зависимости и построить ряд палеток (номограмм), с помощью которых можно принимать решение о целесообразности рассмотрения вариантов разработки нефтяного месторождения за счет естественной энергии пластовых законтурных вод без закачки воды для повышения пластового давления.

5. Проведен анализ чувствительности полученных зависимостей к изменению цены реализации нефти и затрат (капитальных и эксплуатационных) и даны рекомендации по корректировке предложенных в работе номограмм (палеток) при изменении экономических условий.

 

 


©  Н.С. Богданов, Журнал "Геология Нефти и Газа", 4-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru