2. Выбор расчетных вариантов разработки

Петровское месторождение разрабатывается с 1952 года. За это время было пробурено 183 скважины. В результате промышленного освоения двух эксплуатационных объектов (пласты Б₂+Т₁-I и Д₀+Д₁ - II) согласно проектным документам реализована комбинированная система заводнения - приконтурная и очаговая. Анализ сложившейся системы разработки объектов приведен в подразделах 2.2.1-2.2.3. На основе этого анализа и выполненного подсчета запасов нефти производился выбор расчетных вариантов разработки месторождения и применения МУН.

Расчеты по оценке КИН выполнены по 2-м технологическим вариантам.

Первый вариант предусматривает продолжение разработки эксплуатационных объектов месторождения по сложившейся системе с использованием действующего эксплуатационного фонда скважин.

По второму варианту разработки планируется бурение оставшихся проектных скважин и применение методов увеличения нефтеотдачи, включающих сейсмоакустическое воздействие, закачку гелеобразующей композиции на основе нефелина.

Общий фонд проектных скважин по месторождению составит 19 единиц: 18 добывающих и 1нагнетательная, в т.ч. по пласту Б₂ - 6 (5+1); по Т₁ - 6; Д₀+Д₁-7. Ввод проектных добывающих скважин по эксплуатационным объектам и входные дебиты нефти по ним приводятся в таблице 2.25.

Таблица 2.25

Количество проектных добывающих скважин,

дебиты новых скважин по нефти по эксплуатационным объектам

Петровского месторождения

Эксплуатационный	Количество	Год	Средний дебит скважины
объект	проектных	ввода	по нефти, т/сут.
	скважин, шт		Действующей	Новой
1	2	3	4	5
Сидоровское поднятие
	1	2003	1,6	13
Пласт Б2	1	2004	1,6	13
	возврат 2	2015	0,8	5
Пласт Т1	2	2002	2,5	4,5
	1	2003	2,3	4,5
Пласт Д0+Д1	1	2003	5,4	20
	1	2005	4,6	18
Ивановское поднятие
Пласт Б2, Юго-	1	2005	1,3	2
Восточный	1	2006	1,2	2
Участок	1	2007	1,2	2
Пласт Т1
Центральный	1	2003	2,7	3,5
Участок	2	2004	2,5	3,5
Пласт Д0+Д1,	1	2006	5,3	8,0
Сев.-Зап. участок	1	2007	5,0	8,0
Юго -	1	2005		8,4
Восточный	1	2006		8,3
Участок	1	2007		8,3
По месторождению	19	2002
		2007

Методы увеличения нефтеотдачи определены, исходя из опыта их применения на месторождениях ОАО «Оренбургнефть». Наибольшую технологическую эффективность имеют волновые методы воздействия на пласт и закачка в нагнетательные скважины гелеобразующей композиции на основе нефелина. Эффект от применения сейсмоакустического метода составляет - 6174 т нефти на одну операцию, при использовании гелеобразующей композиции на основе нефелина прирост добычи нефти на одну операцию составляет 4589 т (10).

С целью достижения максимальных коэффициентов нефтеизвлечения из продуктивных пластов и экономического эффекта при разработке Петровского месторождения, по двум вариантам рекомендуется применение вышеуказанных МУН. В таблице 2.26 приводятся предлагаемые методы, количество операций и ожидаемая добыча нефти по эксплуатационным объектам.

Метод закачки гелеобразующей композиции на основе нефелина проводится на тех эксплуатационных объектах, где осуществляется закачка воды в пласт.

Сейсмоакустическое воздействие проводится на всех объектах продуктивного пласта Д₀+Д₁. По вышележащим в разрезе объектам, в зависимости от возможности применения, метод проводится или на пласт Б₂, или Т₁, но эффектом будут охвачены оба продуктивных пласта (расстояние между ними по разрезу 10-20 м).

4. Обоснование характеристик геолого-физической модели объектов

Петровское месторождение находится на поздней стадии разработки на искусственном водонапорном режиме. Разрабатываемые эксплуатационные объекты (за исключением отдельных участков) достигли обводненности продукции более 70%. Поэтому для условий эксплуатации объектов на поздней стадии разработки на водонапорном режиме остаточные извлекаемые запасы могут быть определены двумя методами:

1. воспроизведением истории разработки объекта с корректировкой параметров залежей и водонапорной системы при последующем прогнозе их разработки

2. с помощью характеристик вытеснения.

Общие достоинства методов определения извлекаемых запасов нефти по данным разработки заключаются в следующем;

- величина извлекаемых запасов нефти получается непосредственно;

- при определении извлекаемых запасов нефти автоматически учитываются особенности реализуемых на рассматриваемом объекте системы и технологии разработки.

Характеристики вытеснения представляют из себя, в том или ином виде, зависимости добычи нефти от добычи жидкости (воды). Эти зависимости в определенных пределах обводненности продукции можно аппроксимировать прямой линией, что позволяет экстраполировать их, и, следовательно, прогнозировать показатели разработки залежи при заводнении.

Продолжив экстраполяцию характеристик до момента достижения предельной обводненности продукции, получаем возможность оценки конечной нефтеотдачи.

Для выбора характеристики вытеснения нефти водой, наиболее точно отражающей характер процесса заводнения нефтяной залежи, была использована автоматизированная программа выбора эмпирической модели по данным истории разработки (EMPIRIC), разработанная в институте «Гипровостокнефть» (11).

Программа позволяет:

прогнозировать технологические показатели разработки нефтяного месторождения (годовую и накопленную добычу нефти, обводненность продукции скважин) на заданный период времени;

определять извлекаемые запасы нефти при заданной величине предельной обводненности продукции скважин или заданном сроке разработки залежи, доверительное отклонение данного прогноза.

Из одиннадцати различных эмпирических моделей с помощью программы выбирается модель, наиболее точно отражающая характер процесса заводнения конкретного объекта разработки, затем она рекомендуется для дальнейшего прогнозирования технологических показателей извлекаемых запасов нефти.

Группа моделей, из которых выбирается наилучшая, составляют следующие:

1. Qж/Qн = А + ВхQв (Назаров С. Н., Сипачев Н. В.)

2. Qн = A + В/Qж ( КамбаровТ. С.)

3. Qн = А + В/√Qж (Пирвердян А. М.)

4. Qн = А + ВхQж (Казаков А. А.)

5. Qн = А + В (qн/qв) (Черепахин Н. А., Мовмыга Г. Т.)

6. Qн = А + ВlnQж (СазоновБ. Ф.)

7. Q = А + ВlnQв (Максимов М. И.)

8. Qн = А + Вln(qв/qн) (Гарб Ф. А., Цимерман Э. Х.)

9. Qв/Qн = А + Вхе^cQн (Французский ин-т)

10. Qж/Qн=А+ВхQж (Сипачев Н. В. Пасевич А. Т.)

11. (Qж/Qн)² = А+ВхQж² (Захаров А. С.)

где: Qн, Qв, Qж - накопленная с начала разработки добыча нефти, воды и жидкости;

qн,qв, qж - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки;

А, В, С - коэффициенты в различных моделях, определяемые на основании статистической обработки фактических данных по методу наименьших квадратов.

Из 14-ти выделенных эксплуатационных объектов по десяти, имеющим длительную историю разработки, были проведены определения начальных извлекаемых запасов нефти и величин коэффициентов нефтеизвлечения по характеристикам вытеснения с использованием программы EMPIRIC.

По минимуму ошибки прогнозирования определялась эмпирическая модель, а затем по модели- запасы нефти и коэффициента нефтеизвлечения.

На рисунках 2.21-2.29 приведены графики фактических характеристик вытеснения по 9-ти эксплуатационным объектам. Графики построены в координатах, соответствующих определенной по расчетам эмпирической модели. Полученные результаты приводятся в таблице 2.27.

Практически по всем рассмотренным объектам за последние 10 лет разработки характеристики вытеснения имеют прямолинейный вид и описываются моделями № 2 (7 объектов) и № 1 (2 объекта).

Следующим этапом прогноза технологических показателей разработки было воспроизведение истории разработки залежей с помощью автоматизированной программы адаптации параметров математической модели залежей по данным их разработки. Для этого использовалась программа ADAPT, также разработанная в институте «Гипровостокнефть» (11). В итоге воспроизведения истории разработки и ее корректировки были уточнены параметры математической модели объектов, в частности: комплексная неоднородность свойств пласта по проницаемости и пористости, различие вязкостей пластовой нефти и воды (подвижностей), влияние геометрии залежи (наличие начальной водонефтяной зоны), характер вытеснения нефти водой.

Результаты идентификации моделей залежей иллюстрируются на рис. 2.30-2.39. Погрешность воспроизведения по накопленной добыче нефти за весь период разработки изменяется в пределах от 0,5 до 27 %. Минимальные величины погрешности получены по объектам пласта Д₀+Д₁ (0,5-4,1 %), максимальные (до 27 %) – по объектам пластов Б₂ и Т₁. Это связано с тем, что девонские объекты разрабатывались самостоятельной сеткой скважин и определения добычи нефти более точны. Добыча нефти из объектов пластов Б₂ и Т₁ проводилась совместно, поэтому ошибка в точности ее определения выше.

Уточненные параметры математических моделей залежей месторождения по истории разработки приводятся на страницах 167 - 176. Данные параметры в дальнейшем были использованы при прогнозе технологических показателей разработки.

Итоговые гидродинамические расчеты по определению технологических показателей разработки эксплуатационных объектов Петровского месторождения проводились с применением модели двухфазной фильтрации несжимаемой жидкости в неоднородном пласте института «Гипровостокнефть». В расчетных моделях были учтены все основные геолого-физические факторы, которые были подвергнуты критическому анализу и уточнению по двум вышеуказанным программам.

По двум выделенным объектам возврата (залежи нефти пластов Б₂ и Т₁ северо-западного купола Ивановского поднятия) и залежи пласта Д₁ (р-н скв. 125 Сидоровского поднятия) оценка коэффициентов нефтеизвлечения проведена по эмпирическому методу прогнозирования (12, 13). Для расчетов КИН использованы зависимости, в которых учитываются следующие характеристики эксплуатационных объектов: средняя проницаемость, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти в пластовых условиях, коэффициенты песчанистости и расчлененности, плотность сетки скважин. Расчеты КИН по этим трем объектам приводятся в разделе 4.1. Такой подход к оценке КИН обусловлен слабой изученностью объектов, недостаточностью материалов по истории разработки.

2.5. Обоснование экономических нормативов

Для расчета экономических показателей разработки Петровского месторождения использовались нормативы предстоящих капитальных вложений, эксплуатационных затрат, данные об основных фондах этого месторождения и цены реализации нефти и попутного газа. Необходимая технико-экономическая информация собиралась на основе фактических данных работы ОАО «Оренбургнефть», Оренбургского и Бугурусланского УБР, НГДУ «Бугурусланнефть» на 01.09.1999 года.

При выполнении экономических расчетов были рассмотрены следующие условия сбыта продукции:

- нефть предполагалось реализовывать на внешнем рынке -30% и на внутреннем рынке - 70% от общего объема реализации нефти;

- попутный газ поставляется на внутренний рынок в полном объеме, за исключением нормативных потерь.

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята в размере 900 руб./т. Цена предприятия в этом случае составит 695 руб./т, величина акцизного сбора - 55руб./т, НДС –150 руб.

При реализации нефти на внешнем рынке цена реализации принималась равной 115 дол./ т.

Затраты, связанные с экспортной поставкой нефти, составляют:

1. Скидка на фрахт и страховку - 12 дол./т

2. Транспортный тариф от пункта

подготовки нефти до терминалов

Новороссийского порта - 10 дол./т

3. Стоимость перевалки нефти в

нефтеналивные танкеры - 6 дол./т

4. Экспортная пошлина - 12 дол./т

Всего: - 40 дол./т

Ставка акциза на экспортную нефть принята равной 1,96 дол./т (55 руб./т).

Таким образом, цена нефти для нефтедобывающего предприятия составит 73дол./т. При выполнении расчетов использовался курс рубля к доллару равный 28,0 руб. за 1 доллар.

Цена реализации нефти на внешнем рынке принята согласно письму Министерства топлива и энергетики РФ (письмо зам. министра Гарипова В.З. от 30.06.98 г. N ВГ-5226), которое в качестве основы для проведения расчетов по оценке эффективности разработки месторождений рекомендует использовать цену реализации нефти на внешнем рынке.

Оптовая цена (цена предприятия) на попутный газ принималась в расчетах, равной 81,4руб./1000 м3.

Нормативы предстоящих капитальных вложений были определены по следующим направлениям:

- бурение скважин;

- оборудование скважин, не входящее в сметы строек;

нефтепромысловое обустройство.

Капитальные вложения на бурение скважин определены, исходя из расчетной стоимости 1-ого метра проходки по Оренбургскому УБР, и планируемых объемов бурения. Стоимость 1-ого метра проходки составила 2,5 тыс.руб. Основные затраты на эксплуатационное бурение за 6 месяцев 1999 года по Оренбургскому и Бугурусланскому цехам бурения, используемые при формировании нормативной базы, приведены в таблице 2.28.

Нормативы для расчета капитальных вложений по направлениям: оборудование, не входящее в сметы строек, и нефтепромысловое обустройство, были определены на основе «Нормативов удельных капитальных вложений по обустройству нефтяных месторождений», которые согласованы с заказчиком.

Удельные нормативы текущих затрат на добычу нефти и дальнейшую ее транспортировку до сборного пункта определены на основании следующих материалов:

1. Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, Москва, 1996 г., утвержденная Министерством топлива и энергетики РФ.

2. Постановления правительства Российской Федерации N 552 от 5 августа 1992 г. “Об утверждении положения о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции.

3. “ Норм амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР”, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР 22.10.90 г. N 1072.

4. Фактических показателей отчетных статей калькуляции за 9 месяцев 1999 г. таблица 2.29, прогноза их до конца 1999 г. и первую половину 2000 г. по ОАО «Оренбургнефть» и НГДУ «Бугурусланнефть».

5. РД 153-39-007-96 на составление технологических схем и проектов разработки.

В разделе основные фонды учтена восстановительная стоимость уже действующих производственных объектов, находящихся на территории этого месторождения. С учетом этой стоимости, равно как и стоимости вновь вводимых объектов строительства, расcчитывался объем амортизационных отчислений. Величины норм амортизационных отчислений принимались в соответствии с документом «Нормы амортизационных отчислений на полное восcтановление основных фондов народного хозяйства СССР» от 22.10.90 г.№ 1072.

Экономические нормативы, использовавшиеся при проведении экономической оценки, приведены в таблице 2.30.