ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОЖИДАЕМУЮ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИХ РАЗРАБОТКИ
Н.С. Богданов (ВНИГНИ)
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 нагнетательные 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 надинамику 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.
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.
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.
© Н.С.Богданов, 2008
Study of interaction of natural water-drive system of oil-and-gasbearing deposits and oil and gas pools contacting with is very important in planning and conducting exploitation operations at oil and gas fields. The article considers this problem as applied to East Siberian fields. It is known that large East Siberian oil and gas accumulations which are not under development: Yurubcheno-Tokhomskoye, Verkhnechonskoye, Talakanskoye are characterized by very complicated geological structure. For their efficient development it is required a detailed study of their interaction with complicated water-drive system of country Riphean, Vendian and Lower Cambrian deposits.
The article does not solve all the problems. It just attracts attention on necessity of complex approach to the raised task considering hydrodynamic and technical-economic components of development process of East Siberia’s fields which exploitation presently is urgent due to East Siberia-Pacific oil pipeline construction.
Таблица 1 Диапазон изменения и средние значения проницаемости для месторождений Восточной Сибири
|
Месторождение |
Проницаемость, n*10-3 мкм2 |
||
|
min |
max |
среднее |
|
|
Даниловское |
47 |
100 |
160 |
|
Пайгинское |
39 |
156 |
68 |
|
Дулисминское |
- |
- |
100 |
|
Талаканское |
71 |
224 |
126 |
|
Средне-Ботуобинское |
42 |
174 |
67 |
|
Иреляхское |
128 |
414 |
198 |
|
Чаяндинское |
130 |
388 |
246 |
|
Ярактинское |
- |
- |
27 |
|
Марковское |
150 |
380 |
265 |
Таблица 2 Вязкость воды и нефти по месторождениям Восточной Сибири
|
Месторождение |
Вязкость, мПа • с |
Минерализация пластовой воды, г/л |
|
|
пластовой нефти |
пластовой воды |
||
|
Даниловское |
3,5 |
0,85 |
350 |
|
Пайгинское |
2,0 |
1,30 |
300 |
|
Дулисминское |
2,3 |
2,90 |
400 |
|
Талаканское |
0,5 |
2,80 |
440 |
|
Средне-Ботуобинское |
1,0 |
3,50 |
400 |
|
Иреляхское |
5,2 |
4,00 |
350 |
|
Чаяндинское |
12,0 |
2,90 |
380 |
|
Ярактинское |
3,7 |
1,60 |
350 |
|
Марковское |
9,0 |
1,60 |
350 |
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.
Рис. 1. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ ГЕОЛОГО-ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
Варианты: 1 - первый, 2- второй, 3- третий
Рис. 2. СРАВНЕНИЕ ДИНАМИКИ ИЗМЕНЕНИЯ ЧДД ДЛЯ ВАРИАНТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ГЕОЛОГО-ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
Варианты: 1 - первый, 2- второй, 3- третий