книги / 731
.pdf
Особенности строения и условий разработки cилурийских залежей
Коллекторы Верхневозейского месторождения характеризуются крайне высокой изменчивостью, прерывистостью и линзовидностью. Продуктивными оказываются небольшие интервалы мощностью не более 5–10 м, хаотически расположенные в карбонатном массиве мощностью до 500 м.
Рис. 5. Средняя нефтенасыщенность по блокам
Распространение таких интервалов обусловлено большим разнообразием вторичных процессов, протекавших в разное время.
Коллекторы Верхневозейского месторождения являются гидрофобными, о чем свидетельствуют многочисленные исследования керна и высокие значения нефтенасыщенности. В результате капиллярные силы препятствуют попаданию вытесняющего агента в низкопроницаемую матричную породу, что обусловливает низкий коэффициент заводнения.
Процессы образования залежи повлияли на фильтрационноемкостные свойства коллекторов, о чем свидетельствует наличие в коллекторах первичной и вторичной пористости.
При разработке месторождения, ввиду его сложного геологического строения, возник ряд трудностей. В процессе эксплуатации было установлено, что блок I представляет собой целостный гидродинамический резервуар. Учитывая его строение, гидродинамическая связь может обеспечиваться как по плоскостям тектонических нарушений, так и по системам вертикальных трещин.
Поскольку все залежи месторождения являются литологически экранированными, можно считать, что вся вода в добывающих скважинах связана с работой системы поддержания пластового давления (ППД).
11
В.В. Миронов, И.А. Козлова
Ввиду сложного геологического строения, а также низкой проницаемости пластов предполагалась плотная сетка скважин (500×500 м), которая была реализована в центральной части I блока. Однако внедрение системы ППД показало неэффективность данного способа разработки – прорыв закачиваемой воды наблюдался в течение нескольких месяцев после перевода скважин под нагнетание. Поэтому дальнейшее размещение скважин производилось по разреженной сетке (1000×1000 м), что значительно увеличило время безводной добычи
иулучшило показатели разработки.
Внастоящее время систему размещения скважин можно классифицировать как очаговую, но только частично учитывающую геологическую изученность и строение залежи.
Вцелом систему разработки месторождения можно назвать адекватной геологическому строению, но из-за высоких темпов отбора жидкости и отставания ввода нагнетательных скважин происходит падение пластовой энергии и растет обводненность продукции.
Об авторах
Миронов Виктор Валерьевич (Пермь, Россия) – студент кафед-
ры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсо-
мольский просп., 29, e-mail: vitek58876@rambler.ru).
Козлова Инна Анатольевна (Пермь, Россия) – кандидат геоло- го-минералогических наук, доцент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29, e-mail:
ikozlova@pstu.ru).
Аbout the authors
Mironov Victor (Perm, Russia) – a student of geology of oil and gas Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky prospect 29, e-mail: vitek58876@rambler.ru).
Kozlova Inna (Perm, Russia) – associate professor, candidate of geo- logical-mineralogical sciences, lecturer in petroleum geology of the Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky prospect 29, e-mail: ikozlova@pstu.ru).
Получено 7.02.2012
12
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 553.982.2
М.А. Носов
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермь, Россия
ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИ ОБОСНОВАНИИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Рассматривается необходимость создания современной геолого-экономической модели Пермского края. Предложено создание методики построения постоянно действующей геологоэкономической модели с применением вероятностно-статистических методов.
Ключевые слова: моделирование, геолого-экономическая модель, инвестиционная оценка.
M.A.Nosov
Llc. «LUKOIL-PERM», Perm, Russia
GEOLOGICAL AND ECONOMIC MODELING
SUBSTANTIATION OF INVESTMENT PROJECTS
OF GEOLOGICAL EXPLORATION
The necessity to create a modern geological-economic model of the Perm region is being considered. One proposes a method for constructing a permanent economic-geological model with probabilistic and statistical methods.
Keywords: modeling, geological and economic model, investment valuation.
Ежегодное увеличение добычи УВ в Пермском крае указывает на необходимость восполнения минерально-сырьевой базы за счет геоло- го-разведочных работ (ГРР). Активный поиск и выбор новых перспективных площадей требуют методического и обоснованного подхода. При освоении участков ГРР в современных рыночных условиях инвестор должен быть уверен в положительном экономическом эффекте.
Процедура оценки как геологического потенциала, так и инвестиционной привлекательности перспективных площадей весьма трудоемка, что может отрицательно сказываться на оперативности принятия решений нефтегазодобывающими компаниями. Это обусловливает необходимость создания методики построения постоянно действующей (динамической) геолого-экономической модели Пермского края.
13
М.А. Носов
Формирование банка перспективных участков и их мониторинг, правильное определение границ будущих лицензионных площадей, ранжирование объектов различной изученности по экономическим показателям, выбор перспективных направлений ГРР при формировании стратегии и среднесрочного плана геолого-разведочных работ – вот лишь часть возможных направлений использования постоянно действующей геолого-экономической модели Пермского края. Базой для подготовки данной модели является многолетний опыт поисков, разведки, разработки и обустройства месторождений Пермского края.
Формирование актуального фонда перспективных объектов является основой для построения надежной геолого-экономической модели Пермского края и достоверной оценки инвестиционной привлекательности перспективных участков ГРР. Исходной базой является фонд структур ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на 01.01.2011 г.: 109 подготовленных, 160 выявленных и 11 структур, находящихся в бурении.
Внастоящее время оценка ресурсного и экономического потенциала перспективных участков ГРР проводится по объектам, состоящим на балансе ресурсов нефти и газа, а также по структурам с недостаточной изученностью. Источником информации являются обобщающие отчеты, выполненные в ООО «ПермНИПИнефть», по анализу геологического строения различных территорий Пермского края, отчеты сейсморазве-
дочных работ 3D c 2000 по2010 г. и 2D с 1980 по2004 г. [1–4].
С целью получения морфологических характеристик структур
были скомпонованы структурные карты по отражающим горизонтам III, IIп, IIк, Iп и НГК. В зонах с наименьшей детальностью структурных построений были оцифрованы структурные карты сейсморазведочных работ. Итогом обобщения геологической информации стал фонд перспективных объектов ГРР – 1270 шт.
Врамках работы были оценены ресурсы перспективных объектов (829 шт.), не стоящих на балансе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Оценка ресурсов всех перспективных объектов Пермского края выполнена на основе установленных закономерностей размещения нефтегазоносности по площади и разрезу.
По 367 малоразмерным объектам извлекаемые ресурсы нефти меньше предела рентабельности (50 тыс. т), и очевидно, с ними могут быть связаны только непромышленные залежи. Несмотря на это, данные объекты участвовали при построении геолого-экономической модели Пермского края с целью детализации построений.
14
Геолого-экономическое моделирование при обосновании инвестиционных проектов
С целью прогноза необходимых затрат на обустройство перспективного объекта была собрана упрощенная инфраструктурная модель Пермского края, состоящая из автодорог, объектов нефтепромысла и межпромысловых нефтепроводов. Расстояние перспективной структуры до данных объектов является основным фактором при планировании капитальных затрат. В ходе дальнейшей работы были определены значения расстояний от всех перспективных объектов до ближай-
ших точек сдачи нефти (Ldns, Luppn, Lsp, Lbkns, Ltruba, Ldoroga). По-
лученные параметры использовались при дальнейшем моделировании.
Внастоящее время все инвестиционные объекты (структуры, месторождения) компании ОАО «ЛУКОЙЛ» оцениваются в форме паспортов инвестиционных проектов (далее ПИП) – электронная книга
вформате Excel.
ВПИП отражены основные представления ведущих специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» о системе разработки объекта и необходимых капитальных и операционных затратах. Данный электронный документ аккумулирует всю необходимую информацию для построения надежной геолого-экономической модели.
Вработе использовались ПИП по структурам и месторождениям группы предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на 01.06.2011 г.:
–ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» – 97 ПИП по месторождениям и 72 ПИП по структурам (все структуры были приведены к единым «стартовым» условиям, начало ГРР – 2012 г.);
–ООО «УралОйл» – 43 ПИП по месторождениям;
–ЗАО «Кама-ойл» – 3 ПИП по месторождениям и 3 ПИП по структурам;
–ООО «ПермТОТИнефть» – 2 ПИП по месторождениям;
–нераспределенныйфондместорожденийПермскогокрая– 28 ПИП, актуализированныхна01.06.2011 г.
Итого по Пермскому краю выборка составила 218 ПИП. Накопленная информация позволила применить метод пошагово-
го регрессионного анализа. Итогом обработки параметров ПИП с помощью регрессионного анализа является полученное комплексное уравнение экономической эффективности проекта по показателю NPV. Полученное уравнение регрессии имеет вид:
NPV = 0,161822 + 0,013250Qн – 0,25822Ldns – 0,294971Ltruba,
R = 0,91, Fр > Fт,
15
М.А. Носов
где NPV – суммарный дисконтированный доход за экономически обоснованный период (2012–2041 гг.), млн дол.; Qн – суммарная добыча нефти за экономически обоснованный период (2012–2041 гг.), тыс. т; Ldns – расстояние от центра структуры до ближайшего пункта сбора нефти, км; Ltruba – расстояние от центра структуры до ближайшего нефтегазосборного коллектора, км; R – множественный коэффициент корреляции; Fр – расчетный критерий Фишера; Fт – теоретический критерий Фишера.
По данному уравнению были рассчитаны значения NPV для всех перспективных структур. Верное распознавание по данной модели составляет более 90 %. Все объекты фонда перспективных структур были оценены и отранжированы по показателю NPV. В результате ранжирования установлено, что положительным значением NPV обладают
206перспективных объектов.
Вцелом необходимо отметить, что создание постояннодействующей геолого-экономической модели позволяет проводить оперативную оценку участков и рационально подходить к выбору перспективных направлений ГРР, определяя будущее развитие нефтегазовой отрасли на территории Пермского края.
Библиографический список
1.Михайлов Д.Г. Анализ геологического строения в бортовых зонах ККСП и сопредельных районов палеошельфа / ООО «ПермНИПИнефть». – Пермь, 2009.
2.Сулима А.И. Выбор первоочередных площадей ГРР и перспективных участков на территории северной части Бымско-Кунгурской впадины и Юрюзано-Сылвенской депрессии / ООО «ПермНИПИнефть. –
Пермь, 2011.
3.Сулима А.И. Анализ геологического строения и размещения нефтеносности на юго-востоке Пермского края / ООО «ПермНИПИнефть. – Пермь, 2008.
4.Сулима А.И. Анализ геологического строения и размещения нефтеносности на севере Башкирского свода с целью выбора первоочередных площадей ГРР / ООО «ПермНИПИнефть. – Пермь, 2011.
References
1. Mikhailov D.G. Analysis of the geological structure in the onboard zones and adjacent areas KKSP old offshore area / LlC. «PermNIPIneft. – Perm, 2009.
16
Геолого-экономическое моделирование при обосновании инвестиционных проектов
2.Sulima A. I. The choice of the exploration priority areas, and on promising areas in the northern part of Bymsko Kungur-depression and Yuryuzano-Sylvenskoy depression / LlC. «PermNIPIneft. – Perm, 2011.
3.Sulima A. I. Analysis of the geological structure and distribution of oil content in the south-east of Perm region / LlC. "PermNIPIneft. – Perm, 2008.
4.Sulima A. I. Analysis of the geological structure and distribution of oil content in the north of the Bashkir to select the priority areas of exploration / LlC. «PermNIPIneft. – Perm, 2011.
Об авторе
Носов Максим Александрович (Пермь, Россия) – геолог II кате-
гории ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», г. Пермь (614990, г. Пермь, ул. Лени-
на, 62, е-mail: Maksim.Nosov@lp.lukoil.com).
Аbout the author
Nosov Maxim (Perm, Russia) – Geologist of the II category «LU- KOIL-PERM», Perm (614990, Perm, Lenina str., 62, e-mail: Maksim.Nosov @ lp.lukoil.com).
Получено 7.02.2012
17
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 551.7.022
Э.Н. Поносов, М.Ю.Чаплыгин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПРИ АНАЛИЗЕ ГАЗОВОГО ФАКТОРА И ВЫБОРЕ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ
Рассматриваются геологические условия разработки юрских объектов, условия формирования коллекторов, фации, а также прикладные аспекты использования сейсмофациального районирования площади работ для выбора методов повышения нефтеотдачи пластов.
Ключевые слова: сейсмостратиграфический комплекс, сейсмофация, коллектор, псевдоскорость, импеданс.
E.N. Ponosov, M.Y.Chaplygin
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia
POSSIBILITIES TO USE FACIAL ANALYSIS IN THE PROCESS OF GAS-OIL RATIO ANALYSIS AND CHOICE OF METHODS OF INCREASING THE RESERVOIR RECOVERY IN THE FIELD OF NORTH BUZACHI
We consider the geological conditions of the development of the Jurassic sites, the conditions of formation of reservoirs, facies, as well as practical aspects of seismic facies zoning of the area of work for selecting enhanced oil recovery methods.
Keywords: seismostratigraphic complex seismic facies, reservoir, pseudo, the impedance
Актуальность использования проведённых на месторождении сейсмофациальных исследований обусловлена целым рядом задач, связанных с рациональной разработкой нефтяных пластов при наличии в продукции скважин попутного нефтяного газа.
Кроме того, расширение газовых шапок, а также разгазирование продуктивных пластов вследствие выработки запасов могут создавать проблемы при бурении скважин, что отрицательно влияет на дальнейшее освоение скважин и выход их на проектный дебит. Отбор газа из
18
Возможностииспользования фациального анализанаместорожденииСеверные Бузачи
продуктивных пластов увеличивает вязкость нефти в пластовых условиях, что неизбежно приводит к уменьшению подвижности нефти
впласте и, соответственно, снижению дебитов добывающих скважин. Динамика данных процессов частично контролируется геологическим строением юрских залежей.
Влитологическом разрезе продуктивный пласт Ю-1 юрского горизонта представлен песчано-алевролитовыми породами. В восточной части месторождения он размыт. Содержит от 1 до 15 пластовколлекторов, часто пласты сливаются между собой, образуя единый мощный резервуар. Уменьшение мощности горизонта наблюдается
ввосточном направлении, там, где он выходит под поверхность предмелового размыва. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,2 до 59,9 м, газонасыщенная – от 0,6 м до 13,4 м.
Продуктивный пласт Ю-2 юрского горизонта представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Пласт имеет более ограни-
ченное распространение в целом по месторождению в сравнении с пластом Ю-1 (рис. 1).
Рис. 1. Распределение минимальных значений псевдоскорости по пласту Ю и сопоставление со скважинными данными по коллекторам
Наиболее информативным методом ГИС в условиях исследуемого разреза является объемная плотность пород. По значениям параметра можно не только уверенно разделить разрез по литологии на песчаники и глины, но и оценить качество коллекторов. Именно с целью прослеживания литофациальных зон были расчитаны кубы плотности,
19
Э.Н. Поносов, М.Ю. Чаплыгин
которые использованы после контроля с различными фоновыми моделями и контролем достоверности по кубу импеданса для построения карт сейсмофаций по пластам.
На рис. 1 площадное распределение псевдоскорости, построенное для продуктивной части, в целом отражает зональность развития коллекторов и с определенной долей условности позволяет оценить их качество. Необходимо отметить приуроченность юрских газовых шапок к центральной части месторождения и высокие значения псевдоскоростей (красная ограничивающая линия). Возьмем для примера скважину, расположенную в пределах данного контура вблизи газовой шапки: высокая накопленная добыча по скважине сопровождается добычей газа, который обеспечивает подвижность нефти в пласте (рис. 2, 3). Скважина находится вблизи газовой шапки, этим объясняется высокий коэффициент извлечения нефти в районе дренажа скважины. Средняя проницаемость продуктивного разреза пласта Ю-1 320 мД. В разрезе выделяются 3 высокопроницаемых пачки в верхней, средней и подошвенной частях продуктивного пласта (см. рис. 2). Все высокопроницаемые интервалы вскрыты перфорацией.
Рис. 2. Литологический разрез продуктивной скважины
Анализ по всем скважинам месторождения (рис. 4) показывает, что существует зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи газа. В результате дальнейшего анализа скважин с высоким газовым фактором установлено, что 40 % скважин расположены
20