Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения

метки: Месторождение, Пласт, Тайлаковское, Модель, Скважина, Затрата, Составлять, Среднее

Моделирование — это мощный метод управления пластом. Оно позволяет инженеру понять геологию пласта и предсказать его поведение при различных сценариях разработки. Прогнозирование поведения пласта используется для решения проблем, связанных с планированием, эксплуатацией и диагностикой на всех стадиях разработки месторождения.

Целью дипломного проекта является повышении эффективности разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения с применением гидродинамического моделирования.

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Среди цифровых моделей пласта выделяют статические и динамические. В статических моделях параметры и свойства не меняются во времени. К такому типу моделей относят геологические модели. В динамических же моделях свойства модели зависят от времени. Представителем данного типа моделей являются гидродинамические (фильтрационные) модели.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

Объем и достоверность информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследовании их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами.

Задачами ДП является создание рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ЮВ1. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Карты изобар позволяют контролировать изменение давления на отдельных участках и в среднем по всему пласту. С их помощью можно проанализировать равномерность вытеснения нефти водой, а также наметить мероприятия по регулированию разработки: изменению отборов жидкости из пласта по эксплуатационным скважинам и объемов воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Кроме того, с помощью карт изобар можно определить параметры пластов и оценить скорости движения жидкости на отдельных крупных участках продуктивного пласта.

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

... вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождений с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в ...

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспечены только при систематическом геолого-промысловом контроле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляется путем исследования добывающих скважин, наблюдений за ВНК, за обводненностью скважин. Полученные данные периодически подвергаются комплексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контролировать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекта.

Задача промысловых исследований в нагнетательных скважинах состоит в определении основных параметров их работы. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учётом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Гидродинамические исследования проводят для определения фильтрационных параметров пласта как вблизи скважины, так и на значительном удалении от неё, для выявления гидродинамической связи по пласту и между пластами по вертикали. В итоге интерпретации ГДИС может быть получена ценнейшая информация о фильтрационных характеристиках пласта.

.1 Географическое расположение

В административном отношении Ван-Еганское месторождение входит в состав Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В орогидрографическом отношении площадь работ представляет собой пологохолмистую равнину, наиболее высокие отметки которой приурочены к холмисто-моренной возвышенности урочища Аганская Гора. Это урочище представляет собой наиболее возвышенную часть Обь-Аганского междуречья, круто обрывающуюся в сторону долины р. Оби и полого опускающуюся на север к р. Аган. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 70 до 105 м.

Площадь дренирована многими реками-притоками р. Аган. Наиболее крупными из них являются реки: Ван-Гуньеган, Ваньеган, Негус-Яун, Ай-Пысес_Еган, Гуньеган. Реки несудоходны, глубина их 1 — 2 м, скорость течения 0,6 — 1,0 м/сек. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ваньеган и Ван-Гуньеган. Болота открытые, с мощной (до 7 — 10 м) торфяной подушкой. Среди множества мелких и средних озер наиболее крупным является озеро Люлик-Лор, расположенное на северо-востоке Ваньеганской площади.

Лесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметры стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Климат района резко континентальный, с непродолжительным и теплым летом, длительной и суровой зимой. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 ^о С), наиболее низкие — в январе (-49 ^о С), среднегодовые температуры 0,6 — 0,2 ^о С. Преобладающее направление ветров — западное и северо-восточное. Главное влияние на погодные и климатические условия зимой оказывают арктические массы воздуха, летом — южные и юго-западные ветры Казахстана и Средней Азии. Среднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество которых выпадает весной и осенью. Толщина снежного покрова значительна, достигает 70 — 80 см на открытых пространствах и 120 — 160 см в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Ледостав на реках наступает в конце октября, ледоход — в начале мая. Толщина льда на реках и озерах достигает 20 — 70 см, болота промерзают на глубину 15 см.

Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...

... карбонатных осадков, отличающихся повышенной битуминозностью. Наиболее глубоководная часть среднефранского бассейна с ... или отсутствие их на ряде площадей Волго-Уральской области, а также ... где продолжалось осадконакопление. В других районах наступил континентальный перерыв, и отложившиеся ... работы является изучение геологического строения и истории формирования девонских терригенных отложений северо- ...

В экономическом отношении район развит слабо и малонаселен. Плотность населения составляет менее одного человека на 1 квадратный километр. Населенных пунктов непосредственно на площади работ нет. В 40 км севернее расположен поселок нефтяников Радужный, в 50 км на север, северо-запад находится небольшой хантейский поселок Кож-Ран-Пугол, а в 60 км на северо-запад — поселок Варьеган. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нижневартовск и г. Мегион, расстояние до которых по прямой 100 и 110 км соответственно.

Поиски и разведка нефтяных месторождений, а также их состояние привело к бурному росту населенных пунктов и развитию промышленности в районе.

Основная масса населения занята на работе в нефтеразведочных, нефтедобывающих, строительных и транспортных организациях.

Основными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. С юга на север площадь работ пересекает автодорога с бетонным покрытием, соединяющая нефтяные промыслы Северо-Варьеганского, Варьеганского, Тюменского и других месторождений с г. Нижневартовском. Гуньеганское месторождение соединяется автодорогой с Хохряковским месторождением. Доставка срочных грузов производится вертолетами.

Параллельно автомобильной дороге через площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод от Вынгапуровского месторождения через Варьеганское, Ваньеганское и другие нефтяные месторождения к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, а в 15 — 45 км от трассы нефтепровода проходит газопровод Вынгапуровское месторождение — Белозерный ГПЗ. Кроме того, газопровод соединяет Тюменскую группу месторождений с Хохряковским ЦПС.

Электроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.

Ближайшими к площади работ месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ являются Гуньёганское и Тюменское (в 20 км к юго-востоку), Варьеганское (в 60 км севернее), Новомолодежное (в 40 км к западу), Мало-Черногорское (20 км юго-западнее).

По площади Нижневартовского района гидрогеологические условия горизонта осложнены присутствием многолетнемерзлотных пород (ММП), распространение которых носит прерывистый характер. Многолетнемерзлые породы делят горизонт на два пласта — верхний и нижний. По классификации Н.И. Толстихина выделяются следующие типы подземных вод: надмерзлотные и подмерзлотные.

Новомихайловский горизонт (надмерзлотный) залегает на глубине 100-120 м, представлен прослоями глин, алевролитов, тонко- и мелкозернистых песков. Эффективная мощность горизонта 8-43 м. Подошва пласта подстилается толщей пород многолетней мерзлоты или песчано-глинистыми осадками атлымской свиты.

Атлымский

В санитарно-бактериологическом отношении воды здоровые. Отмечается повышенное содержание железа — от 1 до 5 мг/л.

Обзорная карта района представлена на рис. 1.1.

1.2 История освоения района

Ван-Еганское месторождение включает в себя Ваньеганскую и Югорскую площади, которые приурочены к выявленным одноименным, локальным

Как видно из таблицы 1.1 Ван-Еганское поднятие было впервые выявлено в результате сейсморазведочных работ МОВ в 1966 году (с/п 15/65-66).

Начиная с 1995 года, на месторождении начали проводить 3Д сейсмоисследования. Первые работы МОВ ОГТ 3D в северной части месторождения были проведены предприятием ОАО «Тюменнефтегеофизика». В результате первых 3Д сейсмоисследований было детально изучено геологическое строение северной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Северная.

Далее в центральной части месторождения работы МОВ ОГТ 3D были проведены в 2000-2001 годах предприятием Сибнефтегеофизика. В 2003-2004 годах в южной части месторождения геофизические исследования 3Д провело предприятие Татнефтегеофизика.

Таблица 1.1 Сведения о геолого-геофизической изученности района работ

№ п\п	Год проведения работ, организация, партия, авторы отчета	Метод исследований, масштаб	Геологические результаты работ
	1990-1991 гг., ПГО «Ханты-Мансийскгеофизика» с/п 72/90-91. Салькова Л.Д.	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М-б 1:50 000	Детализировано геологическое строение нефтяного месторожде-ния Щучье, которое прилегает к Ван-Еганскому месторождении. с запада.
	1991-1992 гг., ТГФП «Тюменнефтегеофизика», с/п 15/90-92. Вохмин М.И.	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М-б 1:50 000	Детализировано геологическое строение краевых частей Варь-еганского, Ван-Еганского и Ай-Еганского нефтяных место-рождений. Подтверждено аномальное строение отложений баженовской свиты. Рекомендовано бурение 5 разведочных скважин.
	1995-1996 гг., ОАО ТНГФ, СП «Ваньеганнефть», с/п 20/95-96. Невидимова А.Ф.	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М-б 1: 25 000	Детально изучено геологическое строение северной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Северная. Рекомендовано бурение скважины 162
	1999-2000 гг., ОАО ННГФ, НПРГ-I, ООО «НИККГИС», Беспечный В.Н., Лебедев М.В. и др.	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М-б 1:50 000	Детально изучено геологическое строение южной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Южная. Рекомендовано бурение поисковой скважины.
	2000-2001 г. г., Сибнефтегеофизика, с/п 3/2000 — 01. Кулагин С.И., Лебедев М.В., Евдокимов А.А. и др.	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М-б 1: 25 000	Создана единая модель распро-странения «J 1 » — «Pz» отложений Варьеганского мегавала, подготовлены перспективные объекты в доюрском основании и осадочном чехле
	2003-2004 гг. Татнефтегеофизика, с/п	Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М-б 1: 25 000	Детально изучено геологическое строение южной части Ван-Еган-ского месторождения.

В 1971 году в Мегионской нефтеразведочной экспедиции был составлен проект поисково-разведочного бурения на Ван-Еганскую площадь, в 1972 году — на Югорскую площадь. Проектирование велось на основе структурной карты по опорному отражающему горизонту «Б», построенной по материалам сейсмопартии 7/69-70.

Основной задачей поисково-разведочного бурения на Ван-Еганской площади являлось изучение нефтегазоносности сеноманских, аптских, готерив-барремских, валанжинских и юрских отложений. Поисковое бурение проектировалось провести с целью оценки газонефтеносности разреза в пределах замкнутого контура структуры (изогипса -2600 м) до глубины 3200 м. Предусматривалось бурение 3 поисковых скважин вдоль длинной оси складки и 5 разведочных скважин, две из которых входят в профиль в крест простирания структуры, остальные три скважины расположены в различных структурных условиях. Общий проектируемый объем бурения составлял 21450 м.

На 1.01.1979 года на Ван-Еганском месторождении было пробурено 11 поисково-разведочных скважин общим метражом 26828 м, из которых одна скважина 112Б пробурена только до вскрытия пласта ПК_1-2 . В результате проведенного бурения в пределах Ван-Еганской площади было выявлено 10 залежей нефти и газа.

В 1979 году в Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии был составлен Геологический проект доразведки Ван-Еганского месторождения. Проект предусматривал, оконтуривание уже выявленных залежей нефти и газа, а также поиск и разведку новых залежей углеводородов промышленного значения, наличие которых в разрезе юрско-сеноманских отложений предполагалось, исходя из результатов проведенного глубокого бурения на Ван-Еганской площади, а также на соседних с ней площадях. На дату составления отчета по первоначальному подсчету запасов на Ван-Еганском месторождении в 1986 году была пробурена 51 скважина (с учетом Югорской площади), в том числе 9 поисковых.

Испытания пласта ЮВ₁ ² (объекты испытания 3 и 4) принесли положительные результаты. Сначала из интервала 2606,0-2610,0 м получен приток нефти дебитом 7,3 м³ /сут., а затем из интервала 2598,0-2601,0 м также получают приток нефти дебитом 3,1 м³ /сут., получен приток пластовой воды дебитом 51,9 м³ /сут. (интервал 2634,0-2638,0 м).

В результате опробования пласта ЮВ₁ ¹ (объекты 5 и 6) ещё раз была подтверждена газовая шапка в этом пласте.

Таблица 1.2. Краткая история открытия залежей нефти и газа на Ван-Еганском месторождении

Год открытия	Номер скважины	Пласт	Результаты испытания, (дебит нефти, воды — м 3 /сут., газ — тыс. м3 /сут.)
1988	148П	АВ 8 2-3	г+к — 32,5 тыс м 3 /сут. (шайба 18,6 мм)
1989	148П	БВ 2 1	фонтан газа с конденсатом, дебит газа — 477,84 на 19,7 мм шайбе.
1989	147Р	ПК 8	газ — 24,39 (6 мм)
1989	148 бис	БВ 1 2	нефть — 33,3, газ — 24,74 (6 мм)
1989	148 бис	БВ 1 1	нефть — 66,1 (6 мм).
1989	148 бис	АВ 8 1	нефть — 3,2, газ — 17,07 (13 мм шайба)
1989	148 бис	АВ 1 3-1	газ — 116,31 (9,3 мм шайба)
1989	148 бис	ПК 17 2	нефть — 1,16 (депрессия 81,65 кгс/см 2 )
1989	148 бис	ПК 12 2	нефть — 17,46 (6 мм)
1997	3679	АВ 2	н — 7 т/сут., в — 2,1 т/сут.
1999	162 бис , 162П	Ю 12	газ — 10,52 (штуцер 10,5 мм)

«приконтактная»

Геологоразведочные работы, проведенные на месторождении, можно разделить на три этапа по значению:

• I этап (1973-1978 гг.) — связан с поисками залежей и оценкой их промышленного значения;

• II этап (1978-1986 гг.) — это промышленная разведка залежей меловых и юрских отложений с целью их оконтуривания и получения необходимых геолого-промысловых материалов для подсчёта запасов по промышленным категориям;

• III этап (1986-2004 гг.) — доразведка с задачами оконтуривания выявленных залежей УВ, уточнения нефтегазоносности осадочного разреза и подсчётных параметров продуктивных пластов.

Анализируя геологоразведочные работы на месторождении, необходимо отметить следующее:

• сейсмические построения по основным отражающим горизонтам достаточно надежно согласуются с данными бурения по продуктивным пластам;

• по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания уточнены геологическое строение, нефтегазоносность разреза, контуры залежей, подсчетные параметры и балансовые запасы УВ;

• открыты новые залежи УВ во всех группах пластов от ЮВ до ПК по материалам ГИС и результатам опробования большого числа скважин;

• залежи УВ в продуктивных пластах подготовлены для составления технологической схемы разработки и дальнейшей реализации разработки с учетом расширения границ залежей и увеличения начальных запасов нефти.

К недостаткам геологоразведочных работ следует отнести то, что не все залежи продуктивных пластов оконтурены и в связи с этим рекомендуется на всех частях структуры продолжать геологоразведочные работы.

.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

разработка месторождение скважина

Нефтегазоносность и характеристика залежей

Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей УВ, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов, обусловленная фациальной гетерогенностью соответствующих отложений. Общая мощность продуктивной части разрезе осадочного чехла достигает 1885 м. Согласно подсчету запасов 1986 г. в продуктивных пластах было выявлено 59 газовых, нефтегазовых и нефтяных залежей. Площадь многих из них была невелика и ограничивалась присводовой частью структуры.

По характеру насыщения продуктивные пласты были сгруппированы

Нефтяные:

— пласты ПК₃ , ПК₄ , ПК_6-7 , ПК₁₀ , ПК₁₁ ¹ , ПК₁₁ ² , ПК₁₂ ¹ , ПК₁₂ ² , ПК₁₃ , ПК₁₄ , ПК₁₇ , ПК₁₇ ² , ПК₁₈ , ПК₁₉ покурской свиты;

— пласты А₁ ¹ , А₁ ² алымской свиты;

— пласты А₅ , А₆ , А₇ , Б₁ ¹ , Б₃ ¹ , Б₃ ² , Б₄ , Б_6-7 вартовской свиты;

пласты Б₈ ⁰ , Б₈ ² , Б₉ ^1-2 , Б₁₀ ² , Б₁₁ , Б₁₃ мегионской свиты;

пласт Ю₂ васюганской свиты.

Нефтегазовые:

— пласт ПК_1-2 покурской свиты;

— пласты А₁ ² алымской свиты;

пласты А₃ , А₄ , А₆ ¹ , А₆ ² , А₇ ⁰ , А₈ ⁰ , А₈ ¹ , Б₁ ² , Б₂ ¹ , Б₂ ² , Б₅ вартовской свиты;

пласты Б₈ ¹ , Б_16-17 , Б_18-19 , Б_20-21 мегионской свиты;

пласты Ю₁ ^1-2 васюганской свиты.

Газовые: (включая газоконденсатные):

— пласты ПК₈ , ПК₉ , ПК₂₀ , ПК₂₁ покурской свиты;

— пласты А₂ алымской свиты;

пласты А₆ , А₇ ⁰ , А₈ ^2-3 и Б₂ ² вартовской свиты.

В дальнейшем, сверх выявленных на дату подсчета запасов залежей при опробовании скважины № 1107 был получен приток газа из интервала пласта АВ₈ , свидетельствующий о наличии здесь еще одной залежи. Было также установлено наличие нефтяной оторочки в пласте АВ₇ ⁰ и газовой шапки в пластах АВ₇ и ЮВ₁ ² .

Большинство залежей относятся к пластовым сводовым, часть — к литологически экранированным. Промышленная нефтегазоносность продуктивных пластов устанавливалась по результатам испытания скважин и интерпретации комплекса ГИС.

В дальнейшем, с выполнением проектных решений Технологической схемы (1990 г.), в процессе эксплуатационного бурения уточнялись размеры залежей, их насыщенность. В результате при оперативном пересчете запасов в период 2003-2004 гг. по многим пластам увеличились площади нефтегазоносности и эффективные насыщенные толщины. Вместе с этим были открыты и дополнительные залежи.

В новом подсчете запасов, который выполняется в настоящее время по состоянию на 01.01.2006 г., претерпели изменение не только размеры залежей, но и другие подсчетные параметры; существенно поменялись модели пластов, их фильтрационные характеристики.

Однако в настоящей работе приняты модели и характеристики пластов, а также их запасы, стоящие на балансе ВГФ.

Пласты группы ЮВ

Горизонт ЮВ ₁

Пласт ЮВ ₁ ¹

Пласт в песчаных фациях наиболее хорошо развит в центральной части площади и на юго-востоке. На юго-западе отмечается глинизация пласта и соответственно ухудшение коллекторских свойств.

Залежь нефтегазовая, пластово-сводовая, размеры залежи 18,2*3,8 км, высота 66 м. ВНК для основной части залежи проведен на а.о. — 2558 м, в районе скв. 102 на а.о. — 2566 м.

Пласт ЮВ ₁ ²

Пласт ЮВ₁ ² залегает непосредственно под пластом ЮВ₁ ¹ и во многом схож с ним по геологическому строению и коллекторским свойствам. Пласт в песчаных фациях с улучшением коллекторских свойств в наибольшей степени развит в центральной части месторождения.

Залежь нефтегазовая, пластово-сводовая, размеры залежи 9.8*3.1 км, высота 55 м. ВНК проведен на а.о. -2545 м.

На балансе ВГФ числятся запасы категорий С₁ и С₂ по сумме двух пластов ЮВ₁ ¹ + ЮВ₁ ² .

Продуктивные пласты

Залежи пластов группы «ЮВ»

Горизонт ЮВ ₁

Продуктивный пласт ЮВ₁ ¹ .

Общая толщина пласта изменяется от 4.9 до 33.0 м, в среднем составляет 13.4 м. Эффективные толщины изменяются от 0.6 до 23.7 м и в среднем составляют 6.2 м. Нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 5.3 м при диапазоне изменения от 0.6 до 19.2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины более 4 м встречаются в 43 % скважин, более 6 м — в 21 % скважин.

Коэффициент песчанистости по пласту изменяется от 0.04 до 0.96 и в среднем составляет 0.48. Расчлененность изменяется от 1 до 7 и в среднем составляет 2.3. Пласт малорасчлененный в 87 % скважин.

По данным ГИС, пористость по пласту изменяется от 14.8 % до 19.5 % и в среднем составляет 18 %. Средневзвешенная проницаемость по площади 89 мД при диапазоне изменения 2.78 — 608.24 мД. Коллектора со средней проницаемостью преобладают — 50 %, с высокой проницаемостью составляют 39 %, низкопроницаемые — 11 %.

На картах песчанистости, эффективных толщин и петрофизических параметровхорошо видно, что пласт в песчаных фациях наиболее хорошо развит в центральной части площади и на юго-востоке. На юго-западе отмечается глинизация пласта и соответственно ухудшение коллекторских свойств.

Гистограммы распределений и геолого-статистические разрезы коллекторских свойств по пласту приведены на рисунках 1.3.3.1 и 1.3.3.2.

Продуктивный пласт ЮВ₁ ² .

Общая толщина пласта изменяется от 3.1 до 29.1 м, в среднем составляет 16.3 м. Эффективные толщины изменяются от 0.8 до 17.1 м и в среднем составляют 5.8 м. Нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 2.5 м при диапазоне изменения от 0.8 до 14.3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины более 4 м встречаются в 52 % скважин, более 6 м — в 30 % скважин.

Коэффициент песчанистости по пласту изменяется от 0.05 до 1.0 и в среднем составляет 0.39. Расчлененность изменяется от 1 до 7 и в среднем составляет 2.1. Пласт малорасчлененный в 93 % скважин.

По данным ГИС, пористость по пласту изменяется от 14.8 % до 19.9 % и в среднем составляет 18.5 %. Средневзвешенная проницаемость по площади 85 мД при диапазоне изменения 2.78 — 688.4 мД. Коллектора с высокой проницаемостью преобладают — 61 %, со средней проницаемостью составляют 36 %, низкопроницаемые — 4 %.

Пласт ЮВ₁ ² залегает непосредственно под пластом ЮВ₁ ¹ и во многом схож с ним по геологическому строению и коллекторским свойствам. На картах песчанистости, эффективных толщин и петрофизических параметров хорошо видно, что пласт в песчаных фациях с улучшением коллекторских свойств в наибольшей степени развит в центральной части месторождения.

Гистограммы распределений и геолого-статистические разрезы коллекторских свойств по пласту приведены на рисунках 1.3 и 1.4.

Рис. 1.3 Характеристики толщин, коллекторских свойств и неоднородности пласта ЮВ₁ ¹

Рис. 1.4 Сводный геолого-статистический разрез по пласту ЮВ₁ ¹

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Залежи пласта ЮВ ₁ ¹

По результатам исследования 9 поверхностных проб нефть имеет плотность 836 кг/м³ , кинематическую вязкость 5,3 мм² /с, молекулярную массу 177 кг/кмоль В своем составе нефть содержит серу (0,3 %), парафины (2,2 %), смолы селикагелевые (4,3 %), асфальтены (0,3 %).

Выход светлых фракций, выкипающих до 300 °С, составляет 60 %.

По результатам однократного разгазирования 11 проб плотность пластовой нефти — 656 кг/см³ , сепарированной — 829 кг/см³ . Газосодержание при давлении насыщения 21,3 МПа составляет 188 м³ /м³ , объемный коэффициент — 1,577, усадка — 36,2 %. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0,4 мПа·с.

По данным исследования 11 проб нефти методом ступенчатой сепарации ее плотность в пластовых условиях равна 668 кг/м³ , после сепарации 809 кг/см³ . Величина газосодержания при давлении насыщения составляет — 158 м³ /м³ (196 м³ /т), объемный коэффициент — 1,368, усадка — 29,8 %.

По физико-химическим свойствам и нефть залежей ЮВ₁ ¹ классифицируются как легкая, парафинистая, малосернистая, малосмолистая, с высоким содержанием легких фракций. По групповому углеводородному составу нефть относится к метаново-нафтеновому типу.

Расчетные параметры нефти приняты по результатам ступенчатой сепарации.

СН ₄

По результатам однократного разгазирования 13 проб растворенный газ в своем составе содержит 68,5 % метана, 8,7 % — этана, 10,9 % — пропана, 7,2 % — бутанов, 4,2 % — пентанов + высших. Относительная плотность газа по воздуху равна 0,898.

СН ₄

По лабораторным исследованиям 5 проб стабильные конденсаты при температуре 20°С имеют плотность 737 кг/м³ , вязкость 0,86 мм² /с. Молекулярный вес конденсата составляет 101 г./моль. Расчетное потенциальное содержание С₅ +в принято по аналогии с пластом ЮВ₁ ²

Залежи пласта ЮВ ₁ ² .

По результатам исследования 3 поверхностных проб нефть имеет плотность 838 кг/м³ , кинематическую вязкость 5,5 мм² /с, молекулярную массу 196 кг/кмоль В своем составе нефть содержит серу (0,3 %), парафины (1,8 %), смолы селикагелевые (4,2 %), асфальтены (0,3 %).

Выход светлых фракций, выкипающих до 300 °С, составляет 54 %.

По результатам однократного разгазирования 1 пробы плотность пластовой нефти — 686 кг/см³ , сепарированной — 844 кг/см³ . Газосодержание при давлении насыщения 25,3 МПа составляет 185 м³ /м³ , объемный коэффициент — 1,456 усадка — 33,2 %. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0,4 мПа·с.

По физико-химическим свойствам и нефть залежей ЮВ₁ ² классифицируются как легкая, парафинистая, малосернистая, малосмолистая, с высоким содержанием легких фракций. По групповому углеводородному составу нефть относится к метаново-нафтеновому типу.

Расчетные параметры нефти приняты по аналогии с пластом ЮВ₁ ¹ .

СН ₄

По результатам однократного разгазирования 8 проб газ состоит из 81,9 % метана, 7,0 % — этана, 3,8 % — пропана, 1,8 % — бутанов, 0,8 % — пентанов + высших. Молекулярный вес газа — 20,1 кг/кмоль. Относительная плотность газа по воздуху равна 0,694.

.1 Анализ показателей разработки объекта ЮВ₁ Ван-Еганского месторождения

Разработка пласта велась низкими темпами, в 2010 году по ЮВ₁ ^1-2 добыто 154 тыс. т нефти при темпе отбора НИЗ в 1.4 %. На пласт ЮВ₁ ¹ приходится 108.4 тыс. т (70.4 %) от добычи объекта, на пласт ЮВ₁ ² — 45.6 тыс. т. В 2001-2003 гг. по пласту ЮВ₁ ¹ наблюдался рост объемов добычи за счет ввода в эксплуатацию 14 добывающих скважин в средней неразбуренной части залежи (район скважин 146 р-141 р-113 р), в том числе 6 горизонтальных скважин.

По состоянию на 01.2011 г. накопленная добыча по объекту составила 2433 тыс. т нефти (22.1 % от НИЗ), 503.931 тыс. т конденсата (учтен в нефти) и 2967.951 млн. м³ растворенного и свобод-ного газа. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0.090 при обводненности 78.9 %.

На пласт ЮВ₁ ¹ приходится 808.3 тыс. т нефти (33.2 %) от накопленной добычи объекта, на пласт ЮВ₁ ² — 1624.7 тыс. т. (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Динамика уровней добычи объекта ЮВ₁ (1-2)

Накопленная добыча нефти на одну действующую добывающую скважину за весь период эксплуатации составляет в среднем 35.3 тыс. т.

Годовые отборы нефти на скважину в течение 2000-2010 гг. находятся в диапазоне 7 — 17 тыс. т/скв (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Динамика отборов на одну скважину объекта ЮВ₁ 1-2

Безводная добыча по скважинам за весь период разработки, составила 840 тыс. т нефти — 34.5 % от накопленной добычи нефти и 4.7 % от НИЗ. По пласту ЮВ₁ ¹ безводная добыча составила 152.6 тыс. т (18.9 % от накопленной добычи), по пласту ЮВ₁ ² — 687.2 тыс. т (49.3 % от накопленной добычи).

Рис. 2.3. Динамика дебитов скважин объекта ЮВ₁ 1-2

Средний дебит нефти по объекту за период 2000-2010 гг. снизился с 57.3 т/сут до 24 т/сут, дебит жидкости увеличился до 114.6 т/сут (рис. 2.3).

В основном, снижение дебитов нефти с одновременным существенным ростом обводненности отмечается по пласту ЮВ₁ ² . По пласту ЮВ₁ ¹ дебиты растут при незначительной обводненности. (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Динамика дебитов скважин пластов ЮВ₁ (1) и ЮВ₁ (2)

Средний дебит нефти за период 2000-2010 гг. по пласту ЮВ₁ ¹ увеличился с 19.4 до 26.1 т/сут, по пласту ЮВ₁ ² снизился с 60 до 20 т/сут.

Из 50 скважин, эксплуатировавших пласт ЮВ₁ ¹ в разное время, 14 вошли с обводненностью 10.7 % — 87 %, в среднем 34 %. По пласту ЮВ₁ ² с начальной обводненностью 7.7 — 66.2 %, в среднем 37.5 %, начинали работать 7 из 34 скважин.

В составе фонда пластов можно отметить существенное количество скважин с невысокими начальными дебитами нефти (до 20 т/сут).

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Рис. 2.5 Карта состояния разработки пласта ЮВ₁ на 01.01.2011 г.

Расположение скважин, эксплуатировавших пласты ЮВ₁ ¹ и ЮВ₁ ² отражено на картах текущего состояния разработки и накопленных отборов (рис. 2.5).

Всего на объекте ЮВ₁ ^1-2 за всю историю работало 69 добывающих скважин.

На 01.2011 г. в добывающем фонде числилось 29 скважин, из них 21 — действующая, в том числе 8 фонтанных и 13 механизированных (ЭЦН).

(рис. 2.6.)

В нагнетательном фонде числилась 21 скважина, из них 15 — действующие.

Рис. 2.6. Динамика фонда добывающих скважин по ЮВ₁ 1-2

Средний коэффициент использования скважин за период 1992-2003 гг. составлял 0.44, за последние три года — 0.593.

На 01.2011 г. из числа запроектированного в «Технологической схеме…» фонда пробурены 81 добывающая и 93 нагнетательных скважины (51.2 % фонда).

Остались непробуренными 124 добывающих и 115 нагнетательных скважин.

На пласте ЮВ₁ ¹ в добывающем фонде числилась 21 скважина, из них 15 — действующих, в том числе 6 фонтанных и 9 механизированных (ЭЦН).

В нагнетательном фонде числилось 14 скважин, из них 9 — действующие. Уровень эффективности работы фонда скважин по пласту низкий. Время работы перешедших скважин составляет в среднем 168 сут.

На пласте ЮВ₁ ² в добывающем фонде числилось 11 скважин, из них 7 — действующих, в том числе 2 фонтанных и 5 механизированных (ЭЦН).

В нагнетательном фонде числилось 9 скважин, из них 7 — действующие. Уровень эффективности работы фонда скважин по пласту низкий. Коэффициент использования добывающих скважин с 2000-2010 гг. изменялся от 0.1 до 0.714, составляя в среднем 0.46. Время работы перешедших скважин составляет в среднем 248 сут. Фактические показатели разработки пласта представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Фактические показатели разработки пласта ЮВ₁ ^1-2

Рис. 2.7. Распределение скважин по начальному дебиту нефти

Пласты ЮВ₁ (1) и ЮВ₁ (2).

По ЮВ₁ ¹ это 54.7 % скважин, по ЮВ₁ ² — 46.3 % скважин. (рис. 2.2.3).

На 01.2011 г. 15 скважин пласта ЮВ₁ ¹ работали с дебитом нефти 6.1 — 58.7 т/сут, в среднем 31 т/сут, с дебитом менее 5 т/сут скважин не было.

Семь скважин пласта ЮВ₁ ² работали с дебитом нефти 4.8 — 56.6 т/сут, в среднем 24.5 т/сут, в том числе 1 скважина с дебитом менее 5 т/сут.

Дебит жидкости по пласту ЮВ₁ ¹ изменяется от 6.4 до 242.4 т/сут, по пласту ЮВ₁ ² — от 5.1 до 634.6 т/сут.

Обводненность продукции скважин по пласту ЮВ₁ ¹ изменяется от 2.9 до 93.6 %, составляя в среднем 29.6 %, по пласту ЮВ₁ ² — изменяется от 4.5 до 97.2 %, составляя в среднем 60.4 %.

Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения

2.3 Анализ выполнения проектных решений

В настоящее время 35 из 50 скважин, работавших на пласте ЮВ₁ ¹ , переведены на другие пласты. Накопленная добыча нефти по этим скважинам изменяется от 0.1 до 65.7 тыс. т, составляя в среднем 9.3 тыс. т/скв. Обводненность скважин находилась в интервале 0 — 98.9 %, составляя в среднем 18 %.

По пласту ЮВ₁ ² 27 из 34 работавших скважин также переведены на другие пласты. Накопленная добыча нефти по этим скважинам изменяется от 0.13 до 253.3 тыс. т, составляя в среднем 31.6 тыс. т/скв. Обводненность скважин находилась в интервале 0 — 98.7 %, составляя в среднем 35.8 %.

При сопоставлении текущих дебитов скважин с максимальными видно, что в процессе эксплуатации примерно по 50 % фонда скважин получен прирост дебитов нефти и жидкости. (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Соотношение начальных и максимальных дебитов скважин.

Закачка воды велась с 1988 года. На 01.2011 г. под закачкой перебывали 21 скважина на пласте ЮВ₁ ¹ и 13 скважин на пласте ЮВ₁ ² . (рис. 2.9).

Накопленная закачка составила 14891.9 тыс. м³ , в 2010 году закачано 2145.6 тыс. м³ . Основные объемы закачки (8579.7 тыс. м³ ), соответственно добыче, приходятся на пласт ЮВ₁ ² .

Рис. 2.9. Динамика объемов закачки пластов ЮВ₁ (1) и ЮВ₁ (2).

Пластовое давление по пласту ЮВ₁ ¹ в связи с незначительными объемами добычи находилось на уровне 20 — 25 МПа, то есть на уровне начального пластового давления. Забойное давление по зоне отборов было ниже давления насыщения на 30 — 48 %. (рис. 2.10).

Рис. 2.10. Динамика давлений по зоне отборов пласта ЮВ₁ (1)

По пласту ЮВ₁ ² пластовое давление в зоне отборов снижалось ниже давления насыщения. В последующие годы благодаря текущей компенсации 150 — 350 %, пластовое давление увеличилось почти до начального.

Забойное давление по зоне отборов было ниже давления насыщения на 8 — 39 %. В период 2006-2009 гг. забойные давления снижались до 37 % от давления насыщения. (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Динамика давлений по зоне отборов пласта ЮВ₁ (2).

3. Специальная часть

.1 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть / вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л.С., Щелкачев В.Н., Маскет М., Чарный И.А. и др.

Методы ГДС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации — метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах — методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта — это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД).

Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважиных, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

• в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,

• при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,

• при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов).

Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только засчёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР — газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП).

После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР — обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта).

Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

3.2 Область и объекты моделирования

Область моделирования охватывает всю территорию Ван-Еганского газонефтяного месторождения, расположенную в пределах лицензионного участка. Поскольку область моделирования представляет собой прямоугольный участок, не совпадающий в плане с границами лицензионного участка, моделируемая площадь имеет большие размеры.

Следует отметить, что внешние контуры залежей пластов ПК_1-2 , ПК₉ , ПК₁₁ ¹ , ПК₂₀ , АВ₅ , АВ₆ ² , АВ₇ ⁰ , БВ₂ ² , БВ₃ , БВ₅ , БВ₉ ^1-2 , БВ₁₀ ² , БВ₁₁ , БВ_16-17 , БВ_18-19 , ЮВ₁ ¹ , ЮВ₁ ² и ЮВ₁₂ выходят за границы лицензионного участка. Большей частью это наблюдается в южной части месторождения, геологическое строение которого наиболее изменилось со времени утверждения лицензионных границ. Исключением из этого является залежь ПК_1-2 , границы которой выходят за пределы лицензионного участка на большей части контура и залежи пластов БВ₁₀ ² , БВ_16-17 , БВ_18-19 , ЮВ₁ ¹ , ЮВ₁ ² и ЮВ₁₂ , по которым это наблюдается не только в южной части.

Эти обстоятельства необходимо учесть недропользователю и переоформить лицензионное соглашение с последующим переоформлением горного отвода после защиты запасов в ГКЗ, поскольку предварительные материалы подсчета запасов показывают возможные изменения площадей залежей.

Тем не менее, область моделирования охватывает границы всех залежей с расширением на два километра, что в дальнейшем устранит некоторые трудности в уточнении моделей.

Таким образом, площадь моделирования имеет протяженность по оси X равную 18,25 км, по оси Y — 35 км.

3.3 Характеристика программных комплексов, использованных при построении цифровых моделей

разработка месторождение скважина

Создание единой геолого-гидродинамической модели включает три этапа:

• создание информационной базы модели;

• создание геологической модели;

• создание фильтрационной модели.

Решение задач указанных этапов осуществляется в большой степени параллельно и во взаимосвязи. Каждый из этапов реализуется с использованием специализированного программного обеспечения.

На первом этапе, при создании информационной базы применяются как офисные программные средства семейства Microsoft (Word, Excel и др.), так и специальные программные продукты (CorelDRAW, Surfer, Isoline, Baspro).

Для создания геологической модели используются программный комплекс Schlumberger Petrel 2007, а для проведения расчетов по фильтрационной модели — Schlumberger Eclipse 2005 и tNavigator.

Все эти программные продукты известны и широко используются при геолого-гидродинамическом моделировании. Остановимся на некоторых из них.

Баспро Оптима

БАСПРО Оптима

Рис. 3.1. Структура программного комплекса Баспро Оптима

• развитая модель данных, которая является информационным ядром и позволяет хранить всю необходимую для построения и эксплуатации геолого-технологических моделей информацию, как по скважине, так и по нефтяному резервуару в целом;

• мощные и одновременно простые в использовании инструменты анализа, в том числе такие проверенные временем средства как таблицы и графики показателей разработки, карты, диаграммы скважин и схемы корреляции. А также новые — геологические и гидродинамические кубы, геологические разрезы, динамические карты (анимированные круговые диаграммы), диаграммы добычи;

— традиционно тесная интеграция с другими системами — OilInfoSystem (система сбора промысловой информации и формирования официальной отчетности), Roxar (пакеты геологического и гидродинамического моделирования).

БАСПРО Оптима, БАСПРО Оптима

BDM Optima

Развитая модель данных, мощные средства пакетной обработки, сбалансированная функциональность и тщательно проработанный интерфейс позволили «БАСПРО Оптима» за несколько лет занять одно из лидирующих мест среди программных продуктов в нефтегазовой отрасли. Программный комплекс непрерывно совершенствуется на основе собственного плана развития и пожеланий наших партнеров. В настоящее время насчитывается более 450 инсталляций программного комплекса на территории РФ.

Модуль «Gektra»

• Просмотра, создания и редактирования трехмерных геологических моделей.

• Визуализация полей свойств геологической среды в границах пласта или группы пластов в виде множества ячеек, образующих трехмерный параллелепипед (куб);

• Визуализация структурных поверхностей и двумерных полей свойств на карте;

• Отображение сечений, срезов и выборок куба свойств;

• Отображение первичной информации, используемой при построении геологических моделей: каротажные кривые, результаты интерпретации каротажа (РИГИС);

• Отображение модельных диаграмм свойств, которые используются при построении геологических моделей;

• Редакция значений в отдельных ячейках и группах ячеек куба, выбираемых по какому-либо признаку;

• Выполнение математических операций над отдельными кубами и группой кубов;

• Подсчет запасов нефти и газа;

• Преобразование геологических моделей для использования их в гидродинамическом моделировании «Upscaling»;

• Преобразование геологических моделей в двумерные поля свойств.

Рис. 3.2. Модуль «Gektra»

Модуль «Geomaster»

• Корреляция границ геологических объектов

• Построение полей параметров геологических объектов

• Геологическое 2D моделирование

• Подсчет запасов нефти и газа

• Построение геологических разрезов, схем корреляции, геофизических планшетов

• Геостатистический анализ данных

• Привязка керна, построение петрофизических зависимостей

• Анализ и редактирование результатов интерпретации данных ГИС

Рис. 3.3. Модуль «Geomaster»

Модуль «Explore»

• Построение полей параметров геологических объектов

• Подсчет запасов нефти и газа

• Построение схем корреляции, геофизических планшетов

• Анализ результатов интерпретации данных ГИС

• Формирование блоков разработки

• Создание проектных систем разработки

• Решение задач прогноза и расчета эффекта от ГТМ

Модуль «BaspOil» является упрощенной версией модуля «Explore»

Isoline

 Отображение специальных картографических объектов (скважин, сейсмопрофилей, карт в изолиниях и т. п.) в соответствии с принятыми стандартами.

 Поддержка геологических объектов (наклонных скважин, сейсмических профилей и разрезов, структурных карт с разломами, 3D моделей и других).

 Широкий набор возможностей для работы с главным для геологов и геофизиков типом данных — картами в изолиниях.

 Возможность одновременного использования ГИС как интерпретационного пакета.

 Затраты времени на обмен данными с другими геологическими пакетами (импорт / экспорт) должны быть сведены к минимуму.

Schlumberger Petrel и Eclipse

Более 25 лет являются эталоном коммерческих симуляторов месторождений благодаря широкому спектру функциональных возможностей, масштабируемости параллельных вычислений, разнообразию поддерживаемых платформ и огромному опыту практического применения по всему миру.

В состав семейства ECLIPSE входят следующие симуляторы:

• Black-Oil (нелетучая нефть)

• Compositional (композиционная модель)

• Thermal (термальная модель)

• FrontSim (симулятор линий тока)

• Дополнительные опции

Petrel и ECLIPSE

Сложности, сопровождающие подготовку данных для гидродинамического моделирования и анализ результатов, исторически были обусловлены отсутствием интеграции между инструментами пре- и пост — обработки данных и необходимостью выполнения вручную большого количества операций по форматированию и передаче данных, что занимало много времени. Это привело к тому, что решения при разработки месторождений нефти и газа принимались без проведения гидродинамического моделирования там, где оно имело бы неоценимое значение. Решением этой проблемы является объединение Petrel и ECLIPSE.

Базовые возможности семейства симуляторов ECLIPSE:

• Построение одно-, двух- и трехфазных моделей

• Моделирование различных механизмов извлечения нефти

• Учет отклонения потока от закона Дарси

• Описание геологических свойств пласта:

o задание ФЕС, функций насыщенности и свойств флюидов по регионам (залежам, фациям)

o возможность расчета геологических свойств по формулам корреляций в процессе запуска модели, набор операций для управления свойствами модели и их ручной модификации

o моделирование трещиноватых и кавернозных коллекторов (модель двойной пористости и мультипористости)

o широкий набор инструментов для моделирования эффектов сжимаемости пород, учет влияния деформаций на пористость и проводимость

• Задание свойств флюидов и породы:

o гибкое задание и расчет относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений

o гистерезис при расчете сжимаемости породы, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений

o минерализация воды

o диффузия компонентов в фазах

• Инициализация модели:

o равновесная инициализация модели

o воспроизведение поля водонасыщенности

o учет функции Леверетта

o использование рестартов

o различные модели водоносных пластов

• Модель скважины:

o учет различных уравнений притока к скважине

o расчет потенциалов скважин

o многосегментные скважины (уточненная модель течения флюидов в стволе скважины)

o потери на трении в стволе скважины

• Управления разработкой:

o возможности задания контроля по скважинам и группам, создание иерархии групп

o система технических и экономических ограничений на работу скважины

o автоматические операции «ремонта» скважин в модели

o автоматические очереди на бурение

o пользовательские графики и аргументы — возможность рассчитывать показатели работы модели по собственным формулам и методикам, а также использовать их при задании целевых параметров и ограничений работы скважин (дебитов по фазам и давлений)

o использование «действий» — аналог условных операторов в программировании — при управлении работой скважин и групп.

tNavigator 3.0

Пакет tNavigator предназначен для моделирования фильтрационных течений многокомпонентных изотермических моделей (нефть\газ\вода) и композиционных термо-химических моделей.

Гидродинамический симулятор tNavigator рекомендован для проведения технологических расчетов при создании проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений.

Пакет позволяет в едином графическом интерфейсе редактировать гидродинамическую модель, наглядно отображая изменения на картах и графиках, рассчитывать модель, наглядно отображая процесс расчета. Пользователь может интерактивно изменять гидродинамическую модель во время расчета, анализировать результаты как во время расчета, так и после него (tNavigator представляет результаты в виде таблиц, графиков, секторных диаграмм, построение 1D и 2D гистограмм, профилей скважин, отчетов различных стандартов).

Для удобства пользователей стандарты хранения данных о гидродинамической модели совместимы с другим программным обеспечением, применяемых в данной области.

.4 Построение цифровой адресной геологической модели

Компьютерная, адресная геологическая модель Ван-Еганского месторождения построена в соответствии с «Регламентом по созданию ПДГТМ нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 153-39.0-047-00) […].

Высокий этаж продуктивности Ван-Еганского месторождения (на балансе числятся залежи УВ, содержащиеся в 60 продуктивных пластах), большая площадь участка моделирования (638,75 км² ) и ограниченные ресурсы применяемых технических средств не позволяют создать единую модель всего месторождения, поэтому модель представляет собой комплекс цифровых адресных трехмерных геологических моделей отдельных групп пластов:

. пласты ПК_1-2 и ПК₃ ;

. остальные пласты группы ПК (от ПК₄ до ПК₂₁ включительно)

. пласты группы АВ (от АВ₁ ¹ до АВ₈ ^2-3 включительно);

. пласты группы БВ и юры;

Геологическая 3D-модель построена на основе данных геологических 2D-моделей подсчетов запасов нефти, газа и конденсата Ван-Еганского месторождения разных лет, а также на основе существующих трехмерных цифровых геологических моделей, построенных в рамках создания работ:

Для построения трехмерной модели создана единая база геолого-геофизических данных. Эта база объединяет данные, используемые в предыдущих работах, исходные материалы по месторождению, а также все поступившие сведения по месторождению, не учитывавшиеся в построении предыдущих моделей.

Исходными данными для трехмерной модели послужили:

• сетки поверхностей основных сейсмических отражающих горизонтов;

• результаты интерпретации сейсмических данных по месторождению;

• данные о межфлюидных контактах;

• подсчетные планы;

• структурные поверхности подсчетных объектов;

• карты эффективных и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин;

• полигоны границ категорий запасов, зон глинизации;

• полигоны линий тектонических нарушений;

• фонд скважин;

• координаты устьев скважин;

• данные инклинометрии скважин;

• результаты корреляции разрезов скважин, в том числе и по объектам подсчета запасов;

• результаты обработки и интерпретации данных ГИС;

• данные анализов керна и основные петрофизические зависимости;

• результаты испытаний и исследований скважин; глубины и абсолютные отметки интервалов перфорации.

Методика построения моделей

Общий путь построения цифровой геологической модели состоит

1. Создание единой базы данных, включающей описанные выше информационные массивы.

2. Подготовка информационных массивов данных и выборок скважин для структурного и петрофизического моделирования.

3. Построение основного структурного каркаса (грида) по стратиграфическим поверхностям основных подсчётных объектов на основе поверхностей отражающих горизонтов с учетом стратиграфических разбивок скважин.

4. Подготовка данных для расчета трехмерной сеточной модели путем перемасштабирования каротажных кривых на структурный каркас.

. Проведение моделирования петрофизических свойств. Трехмерная интерполяция параметров геологической модели — построение кубов литологии, пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности.

6. Моделирование контактов флюидов с учетом их изменения по площади,

7. Компьютерная геометризация залежей, определение контуров залежей нефти и газа, расчет общих, поровых и нефте — газонасыщенных объемов.

8. Подсчет запасов и определение средних подсчетных параметров по каждому подсчетному объекту.

9. Оценка качества построения трехмерной модели путем сопоставления карт эффективных нефте- и газонасыщенных толщин с соответствующими картами в 2D модели подсчета запасов, статистического анализа параметров геологической модели и сопоставления с соответствующими значениями в 2D модели подсчета запасов.

. Построение гидродинамической сетки и ремасштабирование параметров геологической модели.

. Передача цифровой геологической модели для гидродинамических расчетов.

Все исходные данные, необходимые для построения модели, переводятся в соответствующие форматы и загружаются в проект.

Скважинные данные, после предварительных проверок, преобразованы в файлы формата Well Heads (формат Petrel) и Well Logs (*.LAS 3.0), содержащие следующую информацию в виде кривых с неравномерным шагом дискретизации по глубине:

• инклинометрия со значениями XYZ каждой траектории ствола скважины;

• кривая индекса литологии — дискретная кривая (1 — коллектор, 0 — неколлектор);

• интерпретированные кривые петрофизических параметров (Кп — пористость, Кпр — проницаемость, Кг — газонасыщенность).

После сбора информации, необходимой для моделирования, был проведен анализ полноты и качества данных, по результатам которого выяснилось, что не все скважины могут быть использованы для этого. В части скважин отсутствует комплекс ГИС, необходимый для интерпретации (в скв. 108 ГИС не проводились), часть скважин отбракована по причине ошибок в замерах инклинометрии и т. д.

Таким образом, при построении геологической трехмерной модели были использованы материалы по 492 скважинам.

Подготовка данных для построения структурного каркаса

контрольных точках,

абсолютная отметка стратиграфической кровли;

абсолютная отметка стратиграфической подошвы;

абсолютная отметка кровли коллектора (пласта, объекта);

абсолютная отметка подошвы коллектора (пласта, объекта);

Абсолютные отметки стратиграфической кровли и подошвы пласта, Абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора пласта, Абсолютные отметки ВНК

Все цифровые массивы проверены на наличие ошибок и согласованы для создания непротиворечивой модели.

В итоге для построения каждой из моделей продуктивных пластов Ван-Еганского месторождения создано единое информационное пространство, в котором сосредоточены все данные по скважинам и подсчетным объектам. Созданное в программном пакете Petrel единое информационное пространство позволило легко обновлять и контролировать качество вводной информации об объекте и поддерживать единообразие информационных массивов, которые использовались для построения трехмерных геологических моделей.

Построение структурного

Convergent interpolation

Для построения структурного каркаса, кроме скважинных данных, были использованы сетки поверхностей отражающих горизонтов, построенные по результатам интерпретации сейсморазведки (Г, НПК₁₄ , НПК₂₀ , НАВ₈ , НБВ₃ , НБВ₈ , НБВ₁₀ , Б) […]. Эти поверхности использовались в качестве тренда при построении стратиграфической кровли ближайшего продуктивного пласта. Впоследствии стратиграфическая поверхность кровли каждого из моделируемых пластов корректировалась с учетом подсчетного плана (литологической кровли), по которому запасы УВ ставились на баланс. Поверхность стратиграфической подошвы строилась через карту общей толщины пласта, построенную, в свою очередь, по скважинным данным. Эта поверхность также корректировалась с учетом карты литологической подошвы, взятой из материалов подсчета запасов. Структурная поверхность кровли нижележащего пласта строилась методом схождения от подошвы вышележащего, после чего описанные выше операции повторялись для создания структурного каркаса по остальным пластам.

При построении поверхностей ВНК, ГНК также были использованы, кроме скважинных данных, соответствующие контуры, принятые при подсчете запасов.

После построения структурного каркаса всех продуктивных пластов была произведена пропорциональная нарезка на слои с шагом по Z средней величиной 0,4 м. Построенный трехмерный каркас на следующих шагах моделирования наполнялся атрибутными составляющими.

Перемасштабирование каротажных кривых на структурный каркас

Arithmetic)

Литологическое моделирование

После построения структурной модели было произведено перемасштабирование каротажных диаграмм литологии, т. е. для каждой ячейки грида, которую пересекает скважина, было рассчитано значения параметра литологии. Поскольку вертикальный размер ячеек превышает шаг дискретизации параметра литологии в LAS, был применен метод усреднения «most of» предлагаемый Petrel по умолчанию для дискретных параметров и который основан на выборе значения, наиболее часто встречающегося в каротажной диаграмме в пределах конкретной ячейки.

Для интерполяции выбран детерминистический метод моделирования (Indicator Crigging Interpolation).

Выбранные методы контроля детерминистического распределения параметра литологии и ограничения областей моделирования направлены на получение максимального соответствия литолого-фациальной модели как по 2D модели подсчета запасов, так и существующей трехмерной модели месторождения. Непосредственно моделирование куба литологии осуществлялось на многореализационной основе. Для каждого объекта моделирования было выполнено по 20 реализаций.

Петрофизическое моделирование

Петрофизическая модель представляет собой распределение статических петрофизических параметров: пористости, проницаемости и нефте — газонасыщенности.

Эти параметры в скважинных данных были приняты по результатам интерпретации ГИС.

Моделирование распределения пористости .

Для интерполяции выбран стохастический метод Гауссова последовательного моделирования (Sequential Gaussian Simulation), который позволяет учитывать скважинные данные, входные распределения, вариограммы и тренды. Для контроля за распределением пористости использовались функции плотности нормального распределения, характеризующиеся параметрами: среднее арифметическое значение и стандартное отклонение. Требуемые параметры были получены для каждого объекта моделирования подбором функции нормального распределения пористости по данным ГИС и керну.

Интерполяция пористости выполнялась на основе лито-фациальной модели, только в коллекторах. Можно отметить, что значения средней пористости по каждому из пластов, а также для каждого из участков получились близкими к тем, что были получены в послойной двумерной модели из подсчета запасов, что говорит о достаточно успешном распределении свойства.

Моделирование распределения проницаемости .

Таблица 3.1. Сравнение коэффициентов, полученных при подсчете запасов (ПЗ) и по результатам геологического моделирования (ГМ) в продуктивной области

Объект (пласт)	Катего-рия	Коэффициент пористости, д, ед			Коэффициент нефтенасыщенности, д, ед
		ПЗ	ГМ	%	ПЗ		ГМ	%
ЮВ 1	С1	0,182	0,183	0,56	0,7	0,69		-0,80
	С2	0,182	0,184	1,00	0,7	0,69		-1,50
ЮВ 2	С1	0,16	0,158	-1,20	0,71	0,71		0,21
	С2	0,16	0,158	-1,50	0,71	0,72		0,90

3.5 Оценка достоверности построения геологической модели

Исчерпывающая оценка достоверности прогноза структурных отметок, общих и эффективных толщин и петрофизических параметров может быть проведена только последующим бурением скважин в пределах области построения модели. Достоверность геологической модели устанавливается также на этапе гидродинамического моделирования при адаптации истории разработки. На этапе геологического моделирования можно провести оценку качества построения модели, при этом нужно исходить из конечной задачи: построение гидродинамической модели для расчета технологических показателей разработки. Таким образом, необходимо оценить соответствие полученных результатов и используемых для построения исходных данных. Полученная 3D-геологическая модель должна максимально соответствовать 2D-модели подсчета запасов.

Оценка качества литолого-фациального моделирования производилась сопоставлением вариантов вертикального распределения коллекторов по слоям модели полученных по исходным данным (по скважинам) и по данным результирующего куба литологии. Полученная трехмерная литолого-фациальная модель достаточно хорошо соответствует 2D модели подсчета запасов.

Оценка качества петрофизической модели проводилась сопоставлением гистограмм распределения пористости, построенным по скважинным данным и данным в ячейках модели.

Окончательное соответствие 3D-геологической модели и 2D-модели подсчета запасов проверялось сопоставлением следующих объемных характеристик: Bulk volume — геометрический объем; Net volume — эффективный объем; Pore volume — поровый объем; HCPVneft(gaz) — объем углеводородов в пластовых условиях. Рассчитанные объемы характеризуют качество построения, соответственно: структурной модели, кубов литологии, пористости и нефте — газонасыщенности. Расчет объемов осуществлен по каждому подсчетному объекту и результаты, представленные в табличном приложении 4.3.1, подтверждают хорошее соответствие объемов и запасов балансовых, трехмерной геологической и фильтрационной моделей.

Построение цифровой фильтрационной модели

Цифровая адресная трехмерная фильтрационная модель Ван-Еганского месторождения построена на основе цифровой адресной геологической модели, ремасштабированием последней по выделенным и составляющим ее объектам разработки. На фильтрационной модели проводятся гидродинамические расчеты, учитывающие особенности геологического строения объектов, изменение коллекторских свойств пластов, а также свойств пластовых флюидов в процессе разработки.

Ниже представлено описание этапов построения фильтрационной модели планируемых к разработке продуктивных объектов. Последовательность действий предусматривает следующую схему:

1. Выбор типа фильтрационной модели, исходя из представлений о геометрии объекта моделирования; о свойствах коллектора и насыщающих его флюидов; об особенностях разработки по истории добычи и в перспективе.

2. Обоснование размерности гидродинамической сетки и схем выделения слоев. При этом руководствовались обязательностью сохранения геометрии и свойств всех крупномасштабных деталей геологического строения пласта (неоднородности по разрезу и по площади, выклиниваний, тектонических нарушений).

. Обеспечение преемственности и адекватности геологической модели при проведении процедур ремасштабирования.

. Характеристика РVТ свойств пластовых флюидов.

. Обоснование модифицированных относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления.

. Моделирование скважин, условий и характера их эксплуатации.

. Адаптация фильтрационной модели к данным разработки для объектов, имеющих историю разработки.

. Расчет прогнозных показателей технологических вариантов разработки.

При построении фильтрационной модели использовались обновленные и уже существующие данные о:

• структуре моделируемого объекта (система и ориентация координатных осей, число ячеек по осям координат, их размеры, либо геометрия в зависимости от типа сетки, координаты структурных нарушений);

• распределении фильтрационного-емкостных параметров (поля пористости и абсолютной проницаемости);

• распределении коллектор-неколлектор;

• первоначальном насыщении коллекторов фазами и начальном пластовом давлении;

• слоепересечениях, интервалах перфорации, инклинометрии скважин;

• отборах и нагнетании по скважинам и фазам (нефть, газ, конденсат, вода) за период и число рабочих дней;

• устьевых, забойных и пластовых давлениях с указанием интервалов и дат замеров;

• техническом состояний скважин,

• мероприятиях, проведенных на скважинах (ГРП, ОПЗ, КР, РИР);

• результатах ГДИС, ГИС-контроля за разработкой;

• физико-химических зависимостях характеристик пластовой нефти от давления (газосодержание, давление насыщения, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, плотность);

• физико-химических свойствах воды;

• упруго-емкостных свойствах порового

• определениях лабораторными испытаниями относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений.

Кроме этого, были проверены все информационные массивы на наличие ошибок:

• оценка достоверности исходных данных, на основе количества контрольных точек, в которых получена информация, и самого источника информации (либо это данные, передаваемые из геолого-математической модели, либо полученные в результате промысловых исследований и испытаний или определяемые по результатам лабораторных исследований);

• проверка соответствия коэффициента газонасыщенности сетки фильтрационной модели, полученной после осреднения;

• выявление скважин, попавших в одну гидродинамическую ячейку, а также скважин, эксплуатирующих один объект и расположенных в соседних ячейках;

• сверка данных фонда скважин модели с отчетными промысловыми данными.

Выбор типа фильтрационной модели .

геометрия модели

параметры модели

Обоснование размерности сетки и схемы выделения слоев

Фильтрационная модель должна обеспечивать адекватное воспроизведение процессов фильтрации в пласте реального месторождения за приемлемое время, при расчете вариантов на компьютере. Обоснование размерности сетки фильтрационной модели должно производиться на основе учета всех известных данных о пласте (неоднородность, слоистость, выклинивание) и возможных вариантов размещения скважин. Для обеспечения точности расчетов, между скважинами должно размещаться не менее трех-пяти ячеек сетки. Исходя из потребности расчета вариантов площадных систем разработки, размерность сетки фильтрационных моделей была принята 200 х 200 метров.

Для перехода к фильтрационному моделированию была выполнена стандартная процедура ремасштабирования, при этом сохранились и количественные характеристики коллекторских свойств и объем запасов в пределах лицензионного участка.

Как было упомянуто выше (раздел 4.2.), ввиду высокого этажа продуктивности и ограниченных ресурсов компьютеров, геологическая модель всего месторождения была разбита на три отдельных модели, объединяющих группы пластов. В целях получения приемлемого времени гидродинамических расчётов каждая из этих четырех детальных геологических моделей была преобразована в укрупнённую фильтрационную модель. В программном пакете Petrel были созданы новые структурные каркасы, в которых было произведено укрупнение толщины слоев. Исходя из средней степени неоднородности (табл. прил. 4.1.3), общей толщины пласта, этажа продуктивности и значимости объекта (по величине запасов УВ) экспертно принимались решения по размеру Z фильтрационной модели.

Для создания фильтрационной модели используется пакет гидродинамического моделирования «Eclipse», в котором реализуются численные методы решения уравнений подземной газогидродинамики на сеточных моделях.

Комплекс программных модулей, составляющих пакет «Eclipse», позволяет моделировать разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей с учетом фазовых переходов и трехмерной фильтрации в поровом пространстве пласта. Подготовка исходных данных по изменению свойств флюида в зависимости от термобарических условий, проводилась с использованием пакета PVT. В нем реализованы способы расчета парожидкостного равновесия на основе уравнений состояния и корректировки полученных результатов с учетом данных промысловых и лабораторных исследований.

Расчет потерь давления в лифтовых трубах проводился с использованием пакета VFP. В пакете используются различные корреляционные зависимости, описывающие движение трехфазных потоков в вертикальных, наклонных и горизонтальных трубах.

Изменение свойств пластовой нефти рассчитывалось с использованием уравнения состояния в пакете PVTi программного комплекса «Eclipse». В каждой ячейке модели определялся состав пластового флюида, объемный коэффициент, вязкость в зависимости от пластового давления. Для учета изменения состава пластовой нефти, пластового газа, содержания в нем конденсата в модели выделено шесть PVT-регионов (PVTNUM).

Задание начальных условий

Задание начальных условий в пласте означает задание распределения давлений и насыщенностей по ячейкам на нулевой момент времени, соответствующий статическому равновесию, при котором скорости фаз равны нулю и давление является функцией глубины благодаря действию капиллярно-гравитационных сил.

Начальные условия могут быть заданы как известные значения в каждой ячейке сетки, так и могут быть рассчитаны с учетом гидростатического равновесия. При построении моделей пластов Ван-Еганского месторождения начальное распределение насыщенностей задавалось явным методом из геологической модели. Это связано в первую очередь со сложным строением данных залежей и обоснованными в подсчете запасов неравномерно наклонными контактами со значительными амплитудами по всем пластах.

Для учёта влияния водоносных горизонтов в фильтрационных моделях пластов Ван-Еганского месторождения использован метод численного моделирования водоносных пластов Фетковича (AQUIFER), при котором ячейкам, находящимся вне моделируемой области, приписываются размеры и свойства водоносных горизонтов.

Размер законтурной области и ее характеристики (пористость, проницаемость и т. д.) уточнялись при воспроизведении истории разработки и динамики пластового давления.

В процессе моделирования выполнялась оценка энергетического состояния пласта, строились поля распределения пластового давления на различные даты, что позволило откорректировать размер и влияние законтурной области на залежи.

На моделях пластов, имеющих к настоящему времени историю, была произведена адаптация. На пластах, не введенных в разработку, фильтрационные модели после задания всех необходимых параметров для воссоздания пластовых условий были непосредственно использованы для проведения прогнозных расчётов.

На основании существующей истории разработки пластов Ван-Еганского месторождения, созданные фильтрационные модели корректировались итеративным способом до тех пор, пока они не оказались способными воспроизвести фактическое распределение давления и многофазное течение флюидов.

При повторении истории разработки в качестве входных данных использовались значения дебитов нефти, воды и приёмистостей, а также давлений по каждой скважине на конкретные даты, источником которых стали промысловые данные (месячные эксплуатационные рапорты по скважинам).

При адаптации на историю разработки в качестве управляющего параметра использовался дебит по жидкости. На первом этапе добивались, чтобы все скважины отбирали фактические объёмы жидкости без значительных расхождений по забойным давлениям и / или депрессии, в зависимости от наличия данных. Учитывался также характер изменения среднего пластового давления в целом по пластам. Для этого проверялись и, в случае необходимости, изменялись интервалы перфораций и скин-факторы скважин, подбирались параметры внешних водоносных горизонтов (AQUIFER), а также изменялись поля проницаемостей. Для получения схождения расчётной и исторической добычи нефти и воды подвергались модификации таблицы относительных фазовых проницаемостей с дальнейшим использованием масштабирования концевых точек в ячейках моделей. Весь процесс настройки производился итерационно до достижения допустимых расхождений.

В результате всех построений были получены трехмерные модели пластов, воспроизводящие как начальные пластовые условия моделируемых залежей, так и результаты их эксплуатации.

.6 Применение гидродинамического моделирования при прогнозе разработки

Взяв во внимание данные, полученные по результатам работы скважин 4014 и 4033, находящихся на границе лицензионных участков, можно отметить, что контуры залежей пласта ЮВ₁ 1 выходят за границы лицензионного участка. Большей частью это наблюдается в северной части месторождения, геологическое строение которого наиболее изменилось со времени утверждения лицензионных границ. Наибольший интерес вызывает северная часть залежи, так как эта область пока что не полностью охвачена бурением.

Рассмотрев данные по скважине 4014, можно увидеть, что скважина открыта в 2006 году и на 01.03.2011 находится в работе, идет добыча нефти, обводненность составляет 9 %. Это значит, что эта область применима и подходит для бурения новых скважин.

Согласно данным, полученным при расчетах в программном обеспечении tNavigator, показатели КИН для этих скважин являются положительными.

3.7 Гидродинамическое моделирование при ГРП

Для того, чтобы получить наибольший эффект на новых скважинах и на тех, что уже были и использовались в работе, можно использовать ГРП.

Гидродинамическое моделирование часто применяется при ГРП.

Независимое применение технологий моделирования гидроразрыва и испытания скважины для понимания характеристик гидроразрыва является общепринятой практикой.

И испытание скважины, и моделирование гидроразрыва требуют получения определенного набора данных. При получении достаточного объема данных интеграция

результатов испытания скважины и данных моделирования ГРП может привести к значительному повышению экономических показателей за счет усовершенствования проектов обработки.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва — передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы «жидкость разрыва — проппант» являются:

• реологические свойства «чистой» жидкости и жидкости, содержащей проппант;

• инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

• способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

• возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

• совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями;

• физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т. е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

на нефтяной основе,

углеводородной жидкости разрыва

сбор и анализ первичной информации.

• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т. п.);

— свойства жидкости разрыва и проппанта. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

технология комплексного подхода к проектированию ГРП,

• расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;

• технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;

— комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение

• обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения;

• максимизация глубины проникновения проппанта в трещину:

• оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;

• минимизация стоимости обработки;

• максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа. В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения ГРП на объекте:

. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

. Определение оптимальной геометрии трещины — длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.

В tNavigator реализован инновационный подход к моделированию гидроразрыва пласта. Мы предложили подход, при котором трещина ГРП рассматривается в модели, как часть скважины. В рамках модели создается сетка дополнительных «виртуальных» перфораций, проходящих через блоки вдоль направления трещины. При этом эффективность трещины рассчитывается из индивидуальных множителей эффективности виртуальных перфораций и свойств пропанта.

Такой подход обеспечивает гораздо более достоверное поведение притока в скважину по результатам расчета модели. Данная технология была успешно опробована на моделях месторождений Западной Сибири с большим количеством трещин.

Задание трещин ГРП в tNavigator может быть выполнено за десять минут в два простых шага:

. Пользователем задается таблица свойств пропанта (зависимость проницаемости от давления) и функция зависимости вымывания пропанта от времени или потока фазы через трещину.

. В диалоговом окне вводятся параметры трещины (азимут, полудлина, ширина, тип пропанта и т. д.).

Трещину можно сразу же видеть на трехмерной карте модели в виде плоскости.

Для удобства пользователей в рамках поддержки моделей, построенных на имеющемся программном обеспечении, мы реализовали простую форму конвертации моделей с отрицательным скин-фактором в модели с прямым заданием трещины с помощью нескольких дополнительных ключевых слов в tNavigator.

Выводы

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

Объем и достоверность информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследовании их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами.

В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом

.1 Характеристика проекта «Выполнение ГРП»

За весь период разработки месторождения с целью увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи проведено 297 мероприятий, в т.ч. 84 операции гидроразрыва пласта, при этом в 45 случаях ГРП проводился при освоении новых объектов. Распределение дополнительной добычи от проведенных мероприятий представлено в таблице 4.1.

Основная дополнительная добыча нефти получена от проведения ГРП (74,35 % всей дополнительной добычи нефти).

С целью увеличения выработки запасов по месторождению, планируется провести 9 операций ГРП.

Отсрочка проведения данных работ приведет к недостижению дополнительной добычи нефти от реализации ГТМ а также к невыполнению проектного КИН по объектам разработки и по месторождению в целом.

Таблица 4.1. Ðàñïðåäåëåíèå äîïîëíèòåëüíîé äîáû÷è íåôòè îò ïðîâåäåíèÿ ìåðîïðèÿòèé ïî èíòåíñèôèêàöèè äîáû÷è íåôòè è ïîâûøåíèþ íåôòåîòäà÷è ïëàñòîâ Âàí-Åãàíñêîãî ìåñòîðîæäåíèÿ íà 01.01.2011 ã.

Вид ГТМ	Кол-во	Доп. добыча нефти от ГТМ, тыс. т	Доля в дополнительной добыче нефти, %
Гидроразрыв пласта на действующем фонде	39	352.8	32.96
Перевод скважин на другой объект разработки в сопровождении с ГРП	45	442.8	41.38
Перфорационные работы	34	108.3	10.12
ОПЗ хим. реагентами	115	99.38	9.3
Ремонтно-изоляционные и водоизоляционные работы	11	1.955	0.18
Оптимизация режима работы скв.	41	57.74	5.4
Выравнивание профиля приемистости	11	7	0.65
Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием	1	0.117	0.01
Итого	297	1070.09	100.0

4.2 Технико-экономические показатели скважин. Техническое обоснование проекта

Для реализации существующего проекта все необходимые аспекты изучены и учтены, т. е.: Ван-Еганское месторождение ООО «СП «Ваньеганнефть» разрабатываются на основании утвержденных проектных документов. Существующая развитая инфраструктура позволяет осуществлять переезды бригад, завоз оборудования, запуск скважин в работу без дополнительных затрат. Сервисные организации, осуществляющие работы ПНП имеют соответствующие лицензии, договора с ними заключены на основании результатов тендера.

Проведение операций ГРП на скважинах предполагает постановку бригад КРС для проведения подготовительно-заключительных работ, постановку флота ГРП непосредственно для проведения операции ГРП и дальнейшее освоение скважин с последующим спуском в них глубинно-насосного оборудования. Для расчета возьмем технико-экономические показатели скважин, на которых планируется проведение ГРП (табл. 4.2).

Таблица 4.2. Ãðàôèê âûïîëíåíèÿ ïðîåêòà ÃÐÏ

Показатели	Единицы измерения	Весь период реализации проекта
Количество скважин	скв.	9
Количество операций	ед/скв	9
Среднесуточный дебит нефти	т/СКВ	6,76
Среднесуточный дебит жидкости	т/СКВ	53,20
Обводненность	%	87,3
Выгоды проекта
Дополнительная добыча нефти	т/СКВ	9591	т/проект	86316
Дополнительная добыча жидкости	т/СКВ	75470
Дополнительная добыча жидкости	т/проект	679 228
Реализация
Доля продаж на внутреннем рынке	%	100
Всего объем продаж	Т	86316
Цена без НДС и акциза (вн. рынок)	руб./т	6000

.3 Расчет показателей экономической эффективности ГРП

Мероприятия научно-технического прогресса оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели:

• позитивное — через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий;

• негативное — через ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятий НТП.

В результате внедрения мероприятий НТП может быть положительный либо отрицательный эффект, соответственно предприятие получит дополнительную прибыль или потерпит убытки.

В качестве положительного примера рассмотрим экономический эффект от проведения ГРП на Ван-Еганском месторождении.

Для анализа сведем необходимые данные в таблицу 4.3

Таблица 4.3. Исходные данные для расчета

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Количество ГРП	скв.	9
Средний прирост дебита нефти после ГРП	т/сут	9,6	9,8	6,9
Доп добыча нефти	тыс. т	9,0	30,4	21,4
Затраты на ГРП	тыс. руб.	61299
Стоимость проведения ГРП	тыс. руб.	6811
Цена 1т нефти	руб.	6000	6000	6000
Себестоимость 1т нефти	руб.	2319	2456	2617
Налог на прибыль	%	20	20	20
Налог на имущество	%	2,0	2,0	2,0
Норма дисконта Е		0,15	0,15	0,15

Для рассматриваемого проекта прирост выручки должен быть вызван увеличением объема реализации нефти, дополнительно полученным от проведения ГРП.

Экономическими критериями эффективности реализации проекта являются:

§ прирост потока денежной наличности;

§ прирост чистой текущей стоимости;

§ срок окупаемости;

§ коэффициент отдачи капитала;

§ внутренняя норма рентабельности;

§ чувствительность проекта к риску.

Текущие затраты на проведение работ по реализации мероприятия составляют стоимость работ бригады КРС, затраты на ГИС, ПВР, РИР и ГРП. За первый год реализации проекта текущие затраты составят 52 406,8 т. руб.

Выручка за 2011 год от проведения мероприятия рассчитывается по формуле:

В = Q_доп * Ц = 9,04 * 6,000 = 54 240,0 т. руб. (4.1)

Где Q_доп — дополнительная добыча нефти, т.т.,

Ц — цена 1 тонны нефти, т. руб.

Прирост прибыли от реализации рассчитывается по формуле:

П_реал = Qн*(Ц — Сс) = 9,04 * (6,000 — 8,074) = -18 748,9 т. руб. (4.2)

Где Qн — дополнительная добыча нефти, т.т.,

Ц — цена 1 тонны нефти, т. руб.,

Сс — себестоимость 1т. нефти, т. руб.

Если по проекту используется новое оборудование (как в нашем случае), то налог на имущество рассчитывается по формуле:

Н_им = С_об * N_им / 100 = 8 895,082 * 2,0 / 100 = 177,902 т. руб. (4.3)

Где Н_им — налог на имущество, т. руб.,

N_им — ставка налога на имущество, % (в 2011 г. составляет 2,0 %),

С_об — стоимость нового оборудования, т. руб.

Прибыль, облагаемая налогом, рассчитывается по формуле:

П_обл = П_реал + П_выб — Н_им = -18 748,9 + 0 — 177,902 = -18 926,80 т. руб., (4.4)

Где П_обл — прибыль, облагаемая налогом, т. руб.,

Н_им — налог на имущество, т. руб.,

П_реал — прибыль от реализации, т. руб.,

П_выб — прибыль от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия, т. руб. В условиях рассматриваемого проекта П_выб = 0, так как оборудование, выбывшее при проведении ГРП, не реализуется, а продолжает использоваться на других проектах.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Н_пр = П_обл * N_пр / 100, (4.5)

Где Н_пр — налог на прибыль, т. руб.,

П_обл — прибыль, облагаемая налогом, т. руб.,

N_пр — ставка налога на прибыль, %.

В связи с тем, что в первом году реализации проекта прибыль, облагаемая налогом отрицательная (-18 926,80 тыс. руб.), то и налог на прибыль в первом году реализации проекта не платится.

Основную часть налоговых выплат составляет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), и с учетом всех налогов, общая налоговая выплата в первый год реализации проекта составит:

Н = Н_пр + Н_им + НДПИ= 0 + 177,9 + 18 196,8 = 18 374,7 тыс. руб., (4.6)

Где Н_пр — налог на прибыль, т. руб.,

Н_им , — налог на имущество, т. руб.

НДПИ — налог на добычу полезных ископаемых, т. руб.

Поток денежной наличности рассчитывается по следующей формуле:

ПДН = В-И — К — Н, (4.7)

Где В-выручка от проведения мероприятия, тыс. р.,

И — текущие затраты, тыс. р.,

К — капитальные затраты, тыс. р.,

Н — величина налоговых выплат, тыс. р.

Таким образом, по формуле (4.7) вычислим ПДН для рассматриваемого проекта в первый год реализации:

ПДН = 54 240,0 — 52 406,8 — 8 895,082 — 18 374,7 = — 25 436,6 тыс. руб.

Аналогично рассчитаем показатели для последующих лет реализации проекта и сведем полученные данные в таблицу 4.4.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости затрат (Ток) — это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Индекс доходности капитала можно определить по формуле:

ИД = 1 + (ЧТС/З), (4.8)

где ЧТС — чистая текущая стоимость, тыс. руб.,

З — затраты на мероприятие, тыс. руб.

В соответствии с формулой (4.8), вычисляем ИД для рассматриваемого проекта:

Таблица 4.4. Расчет экономических показателей

Показатели	Ед.изм.	2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Прибыль, облагаемая налогом	тыс. руб.	-18935	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	88219	61358
в т.ч. налог на прибыль	тыс. руб.	0	26899	18217
в т.ч. налог на имущество	тыс. руб.	196	0	0
ПДН	тыс. руб.	-25484	94457	67162
НПДН	тыс. руб.	-25484	68972	136134
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-22754	75300	47805
ЧТС	тыс. руб.	-22754	52546	100351

4.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку все проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную как с природными, так и с рыночными факторами, то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора.

Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:н = (-30 %; +10 %);

Ц = (-20 %; + 20 %);

З_тек = (-10 %; +10 %);

З_кап = (-5 %; +15 %);

Н = (-20 %; +20 %);

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Методика расчёта чистой текущей стоимости при изменении факторов аналогична рассмотренной в пункте 4.3. Результаты расчётов сведены в таблицы 4.5-4.14. На основании полученных данных строим диаграмму чувствительности проекта (рис. 4.2)

Таблица 4.5. Расчет экономических показателей при уменьшении добычи нефти на 30 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	6,32	21,31	14,99
Прирост выручки	тыс. руб.	37947	127873	89964
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-35003	57278	37348
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	75067	52104
ПДН	тыс. руб.	-41747	52806	37860
НПДН	тыс. руб.	-41747	11059	48919
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-37274	42097	26948
ЧТС	тыс. руб.	-37274	4823	31770

Таблица 4.6. Расчет экономических показателей при увеличении добычи нефти на 10 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,94	33,49	23,56
Прирост выручки	тыс. руб.	59631	200944	141372
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-13319	130349	88756
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	92604	64442
ПДН	тыс. руб.	-20063	108340	76930
НПДН	тыс. руб.	-20063	88277	165206
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-17914	86368	54757
ЧТС	тыс. руб.	-17914	68454	123211

Таблица 4.7. Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	43368	146141	102816	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-29582	75546	50200
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	79451	55189
ПДН	тыс. руб.	-36326	66690	47627
НПДН	тыс. руб.	-36326	30363	77990
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-32434	53165	33900
ЧТС	тыс. руб.	-32434	20730	54630

Таблица 4.8. Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	65052	219211	154224
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-7898	148616	101608
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	96988	67527
ПДН	тыс. руб.	-14642	122223	86697
НПДН	тыс. руб.	-14642	107581	194278
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-13074	97436	61709
ЧТС	тыс. руб.	-13074	84362	146071

Таблица 4.9. Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	47166	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	56061	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	88219	61358
ПДН	тыс. руб.	-20244	94457	67162
НПДН	тыс. руб.	-20244	74213	141375
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-18075	75300	47805
ЧТС	тыс. руб.	-18075	57226	105030

Таблица 4.10. Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	57647	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	66542	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	88219	61358
ПДН	тыс. руб.	-30725	94457	67162
НПДН	тыс. руб.	-30725	63732	130894
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-27433	75300	47805
ЧТС	тыс. руб.	-27433	47867	95672

Таблица 4.11. Расчет экономических показателей при уменьшении капитальных затрат на добычу нефти на 5 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	62191	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	88219	61358
ПДН	тыс. руб.	-26374	94457	67162
НПДН	тыс. руб.	-26374	68083	135245
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-23548	75300	47805
ЧТС	тыс. руб.	-23548	51752	99557

Таблица 4.12. Расчет экономических показателей при увеличении капитальных затрат на добычу нефти на 15 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	62636	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	18392	88219	61358
ПДН	тыс. руб.	-26819	94457	67162
НПДН	тыс. руб.	-26819	67638	134800
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-23945	75300	47805
ЧТС	тыс. руб.	-23945	51355	99160

Таблица 4.13. Расчет экономических показателей при уменьшении налогов на 20 %

Показатели	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	14714	70576	49086
ПДН	тыс. руб.	-21806	112100	79434
НПДН	тыс. руб.	-21806	90295	169728
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-19469	89366	56539
ЧТС	тыс. руб.	-19469	69896	126436

Таблица 4.14. Расчет экономических показателей при увеличении налогов на 20 %

Показатели	Ед.изм.	Период реализации проекта
		2011	2012	2013
Прирост добычи	тыс. тонн.	9,04	30,45	21,42
Прирост выручки	тыс. руб.	54210	182676	128520
Текущие затраты	тыс. руб.	52407	0	0
Затраты на мероприятие	тыс. руб.	61302	0	0
Прирост прибыли	тыс. руб.	-18740	112081	75904
Налоговые выплаты всего	тыс. руб.	22071	105863	73629
ПДН	тыс. руб.	-29163	76813	54891
НПДН	тыс. руб.	-29163	47650	102540
Коэффициент дисконтирования		0,89	0,80	0,71
ДПДН	тыс. руб.	-26038	61235	39070
ЧТС	тыс. руб.	-26038	35196	74266

Таблица 4.15. Динамика ЧТС при различных вариациях факторов

Показатели	Значение показателя, тыс. руб.
	-30 %	-20 %	-10 %	-5 %	0	10 %	15 %	20 %
ЧТС (баз)					100351
ЧТС (Qн)	31770					123211
ЧТС (Ц)		54630						146071
ЧТС (Зт)			105030			95672
ЧТС (Зк)				99557			99160
ЧТС (Н)		126436						74266

Заключение

Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности.

Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели — наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель — основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта.

Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, — один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных ГИС и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Для оценки текущих и будущих дебитов нефти, определения точек и объемов закачки агента с целью ППД, анализа выработки запасов, прогноза работы скважин и планирования воздействий на пласты строится гидродинамическая модель с учетом всех физических свойств.

Рекомендуется бурение новых скважин в северной части пласта ЮВ1 и проведение ГРП, так как такое решение обосновано расчетами и эффективно.

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // М., Недра, 1986 г. — 506 с.

2. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений // Недра, 1972 г.

. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. — М.: Наука, 1982. — 407 с.

. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Изд. «Путиведъ», 2000.

. Максимов М.М. Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.264 с.

. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39-2699325-204-86, 1986, 144 с.

. И.А. Чарный Подземная гидрогазодинамика — Москва, Гостоптехиздат 1963

. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. — М.: Недра, 1985. 288 с.

. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М. Недра-Бизнесцентр 2001. — 562 с.: ил.

. А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин Моделирование процессов нефтегазодобычи // Москва, 2004 г. с. 368