Раздел: Инженерные науки Прогнозирование показателей

Раздел: Инженерные науки
Прогнозирование показателей разработки залежей ВВН малой толщины
Меньшикова Ирина Николаевна, студент 4 курса УГТУ, Ухта
Дуркин Сергей Михайлович, доцент кафедры РЭНГМ и ПГ, к.т.н., Ухта
В настоящее время все более актуальной становится проблема вовлечения в более активную разработку огромных ресурсов аномально вязких
нефтей.
Лабораторные и промысловые исследования показывают, что наиболее
эффективной и промышленно освоенной технологией разработки подобных
углеводородов являются термические методы добычи нефти.
В качестве достижений отечественной науки можно отметить уникальный термошахтный метод разработки Ярегского месторождения, позволивший увеличить нефтеотдачу пласта с 6 до 60%.
Фактор, сдерживающий развитие термошахтной технологии – большие
инвестиции в строительство новых шахт. Поэтому вопрос изучения и применения других технологий является достаточно важным.
Залежи Ярегского месторождения характеризуются небольшими толщинами, что затрудняет процесс нефтедобычи. Поэтому следует уделить
особое внимание прогнозированию показателей разработки таких залежей с
помощью современных гидродинамических симуляторов.
В данном проекте рассматривается моделирование горизонтальных
скважин, позволяющих вскрыть залежи малой толщины (до 10 м). Построены
несколько моделей залежи Ярегской площади Ярегского месторождения с
различными толщинами: 10, 20 и 30 м. Смоделированы процессы теплового
воздействия на пласт, а именно нагнетание горячей воды и пара. Произведен
расчет технологических показателей разработки и сделана оценка экономической эффективности предложенных вариантов. Цель проекта: выбор оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины.
Прогнозирование показателей разработки проводилось с помощью
гидродинамического симулятора Tempest MORE компании ROXAR.
Заданы следующие физико-химические свойства флюидов и параметров пласта:
- начальная температура пласта
- 80 С;
- начальное пластовое давление
- 0,14 МПа;
- абсолютная проницаемость
- 2.759 мкм2;
- пористость
- 0.26;
- нефтенасыщенность
- 0.85;
- коэффициент сжимаемости породы
- 1,0∙10-6 1/кПа;
- плотность нефти в поверхностных условиях - 945 кг/м3;
- плотность нефти в пластовых условиях - 933 кг/м3;
- объемный коэффициент нефти
- 1,01 м3/м3;
- вязкость нефти в пластовых условиях
- 12000 мПа∙с.
Таблица 1 – Описание тестовых моделей
Параметр
Теплоноситель
Длина, м
Ширина, м
Толщина, м
Начальные геологические запасы, тыс.т
Среднесуточная закачка теплоносителя,
т/сут
Температура закачиваемого теплоносителя, °С
Варианты
1
2
Пар
3
4
5
6
Горячая вода
1000
50
30
20
10
30
20
10
313,3
208,8
104,4
313,3
208,8
104,4
60
264
Распределение температуры в моделях при закачке пара (1, 2 и 3 вариант) на конец моделирования представлено на рисунке 1, при закачке горячей
воды (4, 5 и 6 вариант) – на рисунке 2.
Накопленная добыча нефти по вариантам представлена на рисунке 3.
Рис. 1 – Распределение температуры при закачке пара
Рис. 2 – Распределение температуры при закачке горячей воды
Накопленная добыча нефти, тыс.т
120
100
Пар (30 м)
80
Пар (20 м)
Пар (10 м)
60
99,86
40
20
Горячая вода (30 м)
91,35
Горячая вода (20 м)
Горячая вода (10 м)
45,70
6,37
0
17,77
8,18
Рис. 3 – Накопленная добыча нефти
Так же были рассчитаны значения паронефтяного отношения (ПНО)
для 1,2 и 3 вариантов (рисунок 4).
Таким образом, для модели толщиной 30 м ПНО в начале моделирования принимало максимальное значение, сравнительно с другими вариантами,
равное 7,006 ед. По мере прогрева его величина значительно уменьшилась и
стала равной 0,732. Высокое значение ПНО в начале моделирования связано
с большим объемом пласта и, следовательно, с большими объемами закачки,
требующимися для разогрева пласта таких размеров.
Что касается модели толщиной 20 м, то значение ПНО по мере прогрева уменьшилось от 3,134 до 0,800.
Для модели, имеющей самую маленькую толщину, в отличие от других
вариантов, по мере прогрева пласта ПНО оказалось значительно выше, что
может быть связано с малым объемом пласта и быстрым обводнением продукции.
8,00
7,00
ПНО, доли ед.
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
0
1
2
3
4
5
Время, год
1 вариант ПНО
2 вариант ПНО
3 вариант ПНО
Рис. 4 - ПНО
В результате расчета коэффициента извлечения нефти (КИН) для вариантов с закачкой горячей воды значение КИН не превышает 10%, что свидетельствует о неэффективности применения данного метода воздействия, что
связано с быстрым обводнением скважинной продукции. Закачке пара в
пласт позволяет увеличить значение КИН до 40% (рисунок 5).
КИН, доли ед.
0,45
0,40
0,35
Пар (30 м)
0,30
Пар (20 м)
0,25
Пар (10 м)
0,41
0,20
0,15
0,41
Горячая вода (30 м)
Горячая вода (20 м)
0,30
Горячая вода (10 м)
0,10
0,05
0,00
0,02
0,09
0,08
Рис. 5 - КИН
Для выбора оптимального варианта разработки залежей ВВН малой
толщины также был произведен расчет экономической эффективности (таблица 2).
Таблица 2 – Технико-экономические показатели
Варианты
Показатели
Ед. изм.
Расчетный период
Объем реализации нефти
Капитальные затраты
Выручка от реализации (с
НДС)
НДС
1
2
3
4
5
6
год
5
5
5
5
5
5
тонн
94370
86323
43182
6371
17772
8181
177,24
295,74
175,24 297,74 295,74 175,24
млн.
руб.
млн.
руб.
млн.
руб.
Эксплуатационный затраты
без АО
млн.
руб.
Амортизационные отчисления
млн.
Налоги, относимые на финансовый результат
млн.
руб.
Балансовая прибыль
Налог на прибыль
Чистая прибыль предприятия
Чистый доход
Дисконтированный ЧД
руб.
млн.
руб.
млн.
руб.
млн.
руб.
млн.
руб.
млн.
руб.
1414,23 1293,64 647,13
95,48
266,33 122,60
215,73
197,33
98,71
14,56
40,63
18,70
240,79
220,62
112,47
20,19
48,77
24,73
59,37
99,07
58,70
99,74
99,07
58,70
408,38
374,32
187,00
28,57
77,86
35,63
882,11
749,53
361,19
-66,29
50,78
4,42
176,42
149,91
72,24
-13,26
10,16
0,88
705,68
599,63
288,95
-53,03
40,62
3,54
587,82
402,96
172,42 -251,02 -156,04 -113,00
451,42
286,68
128,34 -255,77 -174,45 -119,28
Доход государства
млн.
руб.
608,01
556,96
278,55
42,40
115,77
53,28
Период окупаемости
год
1,4
1,3
2
5+
5+
5+
Период окупаемости определен по графику накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД), представленного на рисунке 6.
Накопленный ЧДД, млн. руб
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
-100,00
0
1
2
-200,00
3
4
5
6
Время, год
1 вариант
2 вариант
3 вариант
4 вариант
5 вариант
6 вариант
Рис. 6 – Накопленный ЧДД
Выводы и рекомендации:
Таким образом, для повышения добычи нефти во всех предложенных
вариантах необходимо подбирать объем закачиваемого теплоносителя индивидуально для каждого случая.
При прочих равных условиях закачка пара в пласт оказалась наиболее
эффективной при разработке залежей ВВН малой толщины, обеспечивая при
этом значение коэффициента извлечения нефти на уровне 40%. В то время
как значение КИН при закачке горячей воды не превышает 10%.
В результате расчета экономической эффективности выявлено, что варианты с закачкой горячей воды оказались экономически не выгодными и не
окупили себя за время моделирования, в то время как срок окупаемости при
закачке пара составил 1-2 года.
Таким образом, в результате проведения численных экспериментов и
расчета экономических показателей установлено, что разработка залежей
ВВН малых толщин (до 10 метров) является рентабельной при закачке пара.
Впоследствии планируется создание геологической модели для уточнения строения модели и проведение более детальных численных экспериментов. Также следует произвести моделирование других видов теплового
воздействия на пласт (например, пароциклики) и сравнить их эффективность.