Прогнозирование показателей разработки залежей высоковязких нефтей малой толщины

В настоящее время все актуальнее 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% [1]. 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 [2].

В данном проекте рассматривается моделирование горизонтальных скважин, позволяющих вскрыть залежи малой толщины (до 10 м). Построены несколько моделей залежи Ярегской пло-

щади 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.

Описание тестовых моделей представлено в табл. 1.

Таблица 1

Описание тестовых моделей

Параметр	Варианты
	1 1	2 1	3	4 1	5 1	6
Теплоноситель	Пар			Горячая вода
Длина, м	1000
Ширина, м	50
Толщина, м	30	20	10	30	20	10
Начальные геологические запасы, тыс.т	313,3	208,8	104,4	313,3	208,8	104,4
Среднесуточная закачка теплоносителя, т/сут	60
Температура закачиваемого теплоносителя, °С	264

Рис. 1. Распределение температуры при закачке пара через 5 лет моделирования.

Рис. 2. Распределение температуры при закачке горячей воды через 5 лет моделирования.

Заданы следующие физико-химические свой-

ства флюидов и параметров пласта [1]:
- начальная температура пласта - начальное пластовое давление - абсолютная проницаемость	80С; 0,14 МПа; 2.759 мкм2;
- пористость	0.26 ед.;
- нефтенасыщенность - коэффициент сжимаемости поро-	0.85 ед.;
ды - плотность нефти в поверхностных	1,0∙10-6 1/кПа;
условиях - плотность нефти в пластовых ус-	945 кг/м3;
ловиях	933 кг/м3;
- объемный коэффициент нефти - вязкость нефти в пластовых усло-	1,01 м3/м3;
виях	12000 мПа∙с.

Распределение температуры в моделях при закачке пара (1, 2 и 3 варианты) на конец моделирования представлено на рис. 1, при закачке горячей воды (4, 5 и 6 варианты) – на рис. 2.

Накопленная добыча нефти по вариантам показана на рис. 3.

Так же были рассчитаны значения паронефтяного отношения (ПНО) для 1,2 и 3 вариантов (рис. 4).

Рис. 3. Накопленная добыча нефти.

Рис. 4. Паронефтяное отношение.

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, сле- довательно, 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.

В результате расчета коэффициента извлечения нефти (КИН) для вариантов с закачкой горячей воды значение КИН не превышает 10%, что свидетельствует о низкой эффективности применения данного метода воздействия. Закачка пара в пласт позволяет увеличить значение КИН до 40% (рис. 5).

Пар (30 м)

Пар (20 м)

Пар (Юм)

Горячая вода (30 м)

Горячая вода (20 м)

Горячая вода (10 м)

Рис. 5. Коэффициент извлечения нефти.

Для выбора оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины также был произведен расчет экономической эффективности [3]. Результаты расчета представлены в табл. 2.

Период окупаемости определен по графику накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД) (см. рис. 6).

—•—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 разра-

Технико-экономические показатели

Таблица 2

Показатели Ед. изм. Варианты 1 1 2 3 1 4 1 5 1 6 Расчетный период лет 5 5 5 5 5 5 Объем реализации нефти тонн 94370 86323 43182 6371 17772 8181 Капитальные затраты млн. руб. 177,24 295,74 175,24 297,74 295,74 175,24 Выручка от реализации (с НДС) млн. руб. 1414,23 1293,64 647,13 95,48 266,33 122,60 НДС млн. руб. 215,73 197,33 98,71 14,56 40,63 18,70 Эксплуатационные затраты без АО млн. руб. 240,79 220,62 112,47 20,19 48,77 24,73 Амортизационные отчисления млн. руб. 59,37 99,07 58,70 99,74 99,07 58,70 Налоги, относимые на финансовый результат млн. руб. 408,38 374,32 187,00 28,57 77,86 35,63 Балансовая прибыль млн. руб. 882,11 749,53 361,19 -66,29 50,78 4,42 Налог на прибыль млн. руб. 176,42 149,91 72,24 -13,26 10,16 0,88 Чистая прибыль предприятия млн. руб. 705,68 599,63 288,95 -53,03 40,62 3,54 Чистый доход млн. руб. 587,82 402,96 172,42 -251,02 -156,04 -113,00 Дисконтированный ЧД млн. руб. 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+ ботке 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 составил один–два года при закачке пара.

Таким образом, в результате проведения численных экспериментов и расчета экономических показателей установлено, что разработка залежей ВВН малых толщин (до 10 м) 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 и сравнить их эффективность.