Территория Нефтегаз № 9 2016

Целью исследований является изучение перспективности повышения нефтеизвлечения на башкирском ярусе Южно-Ржавецкого поднятия Ивинского месторождения путем бурения уплотняющих скважин в зонах с наибольшими нефтенасыщенными толщинами и значительными удельными запасами нефти на одну скважину.

В качестве объекта исследований был выбран продуктивный пласт башкирского яруса Южно-Ржавецкого поднятия Ивинского нефтяного месторождения. Залежь была вскрыта 58 скважинами, из них в 42 скважинах при опробовании получены притоки нефти дебитом 0,3–11,4 т/сут. Размер залежи составляет 3,0 – 4,0 км. Нефтенасыщенная толщина меняется от 1,6 до 38,9 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 15,3 м. Тип залежи – массивный. Проницаемость принята по гидродинамическим исследованиям (ГДИ) и составляет 0,244 мкм², пористость и начальная нефтенасыщенность по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) – 0,15 и 0,79 д. ед., соответственно. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,913 т/м3. Нефть – битуминозная, высоковязкая (201,2 мПа.с), особо высокосернистая (3,8 %), парафинистая (2,3 %).

а) вариант 1                                    б) вариант 2                                       в) вариант 3

а) option 1                                       b) option 2                                           c) option 3

Рис. 1. Карты текущих подвижных запасов нефти с пробуренными и проектными скважинами по вариантам

Fig. 1. Maps of current moveable oil reserves with drilled and design wells by options

Запасы залежи отнесены к категории В и составляют по данному поднятию около 34 % от всего башкирского объекта и 18,3 % по месторождению.

На 01.01.2016 г. действующий фонд скважин составил 43 ед., в том числе 42 добывающие (15 совместных) и одна нагнетательная. 14 скважин оборудованы электроцентробежными насосами (ЭЦН) и 28 – штанговыми глубинными насосами (ШГН). С дебитом нефти в пределах от 5,1 до 10 т/сут работает одна скважина (2 %), от 3,1 до 5 т/сут – восемь (19 %), от 2,1 до 3 т/сут – десять (24 %), от 1,1 до 2 т/сут – 15 (36 %) и от 0,1 до 1,0 т/сут – восемь (19 %) скважин. С обводненностью продукции свыше 90 % работают две скважины (5 %), от 50,1 до 90 % – 15 (36 %), от 20,1 до 50 % – восемь (19 %), от 2 до 20 % – 17 (41 %) скважин.

На 01.01.2016 г. по башкирскому объекту Южно-Ржавецкого поднятия отобрано от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 8,6 % (темп отбора – 0,01 %) при текущем КИН 0,033 д. ед.

Рис. 2. Динамика КИН по вариантам

Fig. 2. ORF by options

Построена геолого-фильтрационная модель, причем в фильтрационной модели были сохранены размеры и количество ячеек геологической модели Южно-Ржавецкого поднятия. Для дальнейших расчетов принята геологическая модель без укрупнения. Сетка геологической модели представлена в таблице 1. Кривые относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для пород были получены по результатам исследования керна на скв. 4074.

Рис. 3. Карты подвижных запасов нефти с пробуренными и проектными скважинами по 1-му варианту на конец разработки 

Fig. 3. Maps of current moveable oil reserves with drilled and design wells by 1 option at the end of well development

Адаптация параметров трехмерной модели осуществлялась с 01.01.2000 г. по 01.01.2016 г. по поднятию в целом и по скважинам. По результатам воспроизведения истории разработки проведен анализ выработки запасов нефти по поднятию, а также построены профили распределения нефтенасыщенности и карты текущих подвижных запасов нефти.

По карте текущих подвижных запасов нефти можно отметить в центральной части залежи наличие нескольких областей с достаточно высоким содержанием подвижных запасов нефти в районе скв. 4032, 4026,4022, 4036 (рис. 1).

Результаты анализа карты текущих подвижных запасов нефти побуждают недропользователя к принятию решения по оптимизации системы разработки путем подбора оптимальной плотности сетки (ПСС) с бурением уплотняющих проектных скважин.

В связи с этим в работе рассмотрено три варианта расчета прогнозных технологических показателей разработки с уплотнением ПСС от 400 x 400 до 100 x 100 м.

В утвержденном проектно-технологическом документе (ПТД) на разработку Ивинского месторождения на Южно-Ржавецком куполе предусматривались следующие мероприятия: бурение восьми скважин, вписанных в сетку 400 x 400 м, в дальнейшем три скважины предлагалось перевести под закачку, а также проводка шести боковых стволов (БС).

При формировании прогнозных вариантов по оптимизации системы разработки путем подбора оптимальной ПСС с бурением уплотняющих скважин проектные скважины, предложенные в предыдущем ПТД, были также учтены (восемь скважин).

В первом варианте предлагается дополнительно к проектным скважинам пробурить еще 82 скважины, при этом ПСС составит 3,6 га/скв. Фонд скважин для бурения составит 90 ед. (82 добывающие и восемь нагнетательных) (рис. 1а).

Второй вариант отличается от первого более разреженной сеткой на периферии и в промытых зонах залежи. Предлагается дополнительно к проектным скважинам (в зонах с плотностью остаточных подвижных запасов нефти не менее 0,7 т/м²) пробурить еще 24 скважины с ПСС 5,7 га/скв. (рис. 1б). Фонд скважин для бурения составит 32 ед. (29 добывающих и три нагнетательные), проводка шести БС.

Рис. 4. Зависимость КИН от чистого дисконтированного дохода по вариантам

Fir. 4. Dependence of ORF by net discounted income by options

Третий вариант отличается от первого более уплотненной сеткой в центральной части залежи (с плотностью остаточных подвижных запасов нефти не менее 1,0 т/м²). Предлагается дополнительно к проектным скважинам пробурить еще 90 скважин с ПСС 3,4 га/скв. Фонд скважин для бурения составит 98 ед. (90 добывающих и восемь нагнетательных) (рис. 1в).

Бурение уплотняющих скважин по каждому варианту предлагается начать с 2016 г., по десять скважин ежегодно.

Основные технологические показатели вариантов разработки приведены в таблице 2. Распределение начальных дебитов нефти новых скважин представлено в таблице 3.

Динамика изменения конечного КИН приведена на рисунке 2. Видно, что за одинаковый промежуток времени до 2063 г. (время окончания разработки 3-го варианта) КИН по 1-му варианту составит 0,288 д. ед. и по 2-му –
0,377 д. ед.

Процесс выработки запасов нефти залежи представлен на рисунке 3 в виде распределения подвижных запасов нефти на конец разработки по рассмотренным вариантам.

Видно, что по 1-му варианту (рис. 3) в районе действующих скв. 4026, 4032, 4033, 5021, 5026, 5027, 5031 и вновь пробуренных уплотненных скв. 35b, 46b остается небольшая зона с некоторым количеством подвижных запасов нефти в пределах 0,4 т/м².

По 2-му варианту в районе действующих скв. 4032, 5026, 5027, 5031 и вновь пробуренных уплотнительных скв. 12b, 19b также преобладает зона с незначительным количеством подвижных запасов нефти в пределах
0,4 т/м². А по 3-му варианту зоны с невыработанными подвижными запасами нефти отсутствуют.

Таким образом, по результатам прогнозных расчетов трех вариантов с уплотнением ПСС получено, что наилучшие технологические показатели достигаются по 3-му варианту, по которому происходит наиболее полная выработка запасов нефти и достигается наивысший конечный КИН, равный 0,395 д. ед. при утвержденном 0,294 д. ед.

Для условий Республики Татарстан путем статистической обработки конечного КИН в зависимости от ПСС по 11 опытным участкам Ромашкинского, Ямашинского, Нурлатского, Аксубаево-Мокшинского и Бурейкинского месторождений по характеристике вытеснения А.В. Копытова оценена степень влияния ПСС на КИН в карбонатных коллекторах. В результате оценки данных по опытным участкам с одинаковыми геолого-физическими параметрами для интервала ПСС 0,87–13,9 га/скв. определены интервалы изменения КИН от 0,189 до 0,335 д. ед. [1–4].

Оценка перспектив разработки с оптимальной ПСС выполнена в соответствии с Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [4] и Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов [5].

Расчет показателей экономической эффективности трех вариантов разработки производился в текущих биржевых ценах, без учета инфляции, с установлением доли нефти, реализуемой на внутреннем и внешнем рынке, а также с учетом и без учета льгот по налогу на добычу полезных ископаемых.

Сопоставление основных экономических показателей вариантов разработки с учетом и без учета льгот представлено в виде графиков зависимости КИН от NPV и приведено на рисунке 4.

Анализ результатов экономических расчетов без учета налоговых льгот показывает, что во всех трех вариантах чистый дисконтированный доход не превышает 0,5 млрд руб., в частности по 1-му варианту – 0,3 млрд, по 2-му – 0,5 млрд и по 3-му – 0,2 млрд руб. (рис. 4). По расчетам, с учетом льгот чистый дисконтированный доход по вариантам меняется от 2,8 млрд руб. (2-й вариант) до 3,4 млрд руб. (1-й вариант), причем в 3-м варианте с наибольшим КИН он составляет 3,3 млрд руб.

Выводы

1. В настоящее время в условиях снижения цен на нефть каждый вариант разработки можно охарактеризовать тремя основными показателями: уровнем добычи нефти, экономическим показателем разработки месторождения углеводородного сырья (ЧДД – чистым дисконтированным доходом) и достигаемым коэффициентом извлечения нефти. Эти три показателя, характеризующие эффективность разработки месторождения с различных сторон, часто противоречат друг другу. К тому же недропользователь и государство иногда заинтересованы в достижении максимального значения различных показателей.

В связи с этим необходимо искать разумный компромисс между этими критериями рациональности, находить наилучший баланс интересов между пользователем недр, государством и требованиями к охране недр и окружающей среды.

2. Учитывая интересы пользователя недр, рекомендуемый вариант разработки или отдельные геолого-технические мероприятия должны приносить максимальный доход пользователю недр. Согласно этому принципу выбрана оптимальная плотность сетки по первому варианту, в котором КИН достигает значения 0,381 (при утвержденном 0,294) и ЧДД составляет 3,4 млрд руб.

Таблица 1. Распределение ячеек по объекту

Table 1. Cells distribution along the facility

Таблица 2. Основные технологические показатели вариантов разработки

Table 2. Basic process parameters values of development options

Таблица 3. Распределение начальных дебитов новых скважин

Table 3. The distribution of the initial flow rates of new wells