Выбор и обоснование оптимизации системы разработки объекта БП8 нефтяного месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа

Оценка эффективности текущей системы разработки

Исходные данные:

Сведения о запасах нефти представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Сведения о запасах нефти

Пласт	Начальные извл. запасы, тыс.т.	Начальные геол. запасы нефти, тыс.т
БП8	5249	13423

Обоснование расчетных вариантов разработки

Основной целью настоящей работы является рассмотрение и обоснование систем разработки с учётом уточнения геологической структуры объектов разработки на основе бурения разведочной скважины и бурения 32 эксплуатационных скважин. Согласно действующим «Правилам разработки месторождений углеводородного сырья» [2], а также с учетом требований «Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» [3. Расчеты по вариантам разработки объекта месторождения выполнены на гидродинамической модели, построенной в программном комплексе «РН-КИМ».

Выбор оптимальной системы разработки

Обоснование выбора оптимальной системы разработки и плотности сетки скважин для каждого из объектов проведено с применением трехмерных геолого-гидродинамических моделей, на которых моделировался процесс разработки различными системами размещения в широком диапазоне плотностей сеток скважин.

Зависимость КИН от ПСС носит нелинейный характер и имеет точки перегиба. Обоснование оптимальной плотности сетки проведено на основе зависимостей КИН и NPV от ПСС, выражающих соответственно технологическую и экономическую эффективность разработки. Оптимальной является такая ПСС, при которой для заданной системы разработки обеспечивается максимальный прирост величины КИН на 1 га уплотнения сетки, и, соответственно, максимум экономической эффективности.

Для каждого из рассмотренных вариантов мной был определен КИН и проведен расчет основных показателей экономической эффективности. Целью экономической оценки является выбор такой плотности сетки, которая обеспечивает оптимальное сочетание экономической эффективности и коэффициента извлечения нефти. Экономические нормативы определены на основе анализа фактических данных.

При выполнении было рассчитано:

• -    3 варианта различных систем разработки (пятиточечная, обращённые семи- и девятиточечные площадные);

• -    5 вариантов плотностей сеток (16, 25, 36, 49, 64 га/скв.).

При проведении расчетов в капитальных вложениях учтены только затраты на строительство скважин, обустройство кустовых площадок, затраты на прочие и природоохранные мероприятия. При расчете экономических показателей использовались нормативные экономические показатели. Результаты проведенных расчетов представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 – Зависимость КИН от NPV для различных систем разработки и плотностей сетки скважин

Рисунок 2 - Зависимость добычи нефти от добычи жидкости

Как видно из сопоставления характеристик вытеснения, приведенных на данных рисунках, наиболее благоприятный характер вытеснения обеспечивает обращённая девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 25 га/скв.

Таким образом, оптимальной системой разработки является:

• -    обращенная девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 25 га/скв;

Варианты разработки

По объекту разработки рассмотрены три основных варианта по категории запасов АВ 1 +В 2 .

Предварительно рассчитан «0» вариант для оценки падения базовой добычи нефти. Данный вариант предполагает продолжение эксплуатации месторождения имеющимся действующим фондом добывающих и нагнетательных скважин.

Вариант 1 исходит из существующего состояния разработки месторождения и предусматривает завершение выполнения проектных решений предыдущего документа по: бурению скважин по обращённой девятиточечной системе плотностью 25 га/скв. Вариантом учтены изменения представлений о геологическом строении, запасах месторождения, бурения новых скважин и комплекса ГТМ, проведённого за 2013-2017 гг.

В варианте 2 по объектам предусматривается переход на применение скважин с горизонтальным окончанием.

В варианте 3 предусматривается оптимизация варианта 2, за счёт замены объёмов бурения новых скважин на применение ГТМ.

Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки

В данном разделе представлены проектные технологические показатели вариантов разработки эксплуатационного объекта. Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки на полное развитие представлены в таблице 4. Результаты расчетов получены с помощью ПО «РН-КИМ».

Вариант 0 предусматривает продолжение эксплуатации объекта существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин.

• • Общий фонд – 40 скважин, в т.ч. добывающих – 27,

нагнетательных – 8, контрольных – 4, ликвидированных -1;

• • Накопленный отбор нефти – 302,4 тыс.т;

• • КИН – 0,048, К выт. – 0,488, К охв. – 0,048, ПСС – 89 га.

Вариант 1 предусматривает разработку в соответствии с действующим проектным документом – формирование площадной обращённой девятиточечной системы с применение ОРЭ скважин.

• •     Общий фонд – 148 скважин, в т.ч. добывающих – 111,

нагнетательных – 32, контрольных – 4, ликвидированных -1;

• •     Фонд для бурения – 88 скважин, в т.ч. добывающих – 65,

нагнетательных – 23;

• •     Применение ОРД в 25 скважинах;

• •     Применение ОРЗ в 10 скважинах;

• •     Перевод бурением боковых стволов - 2 добывающие;

• •     Бурение боковых стволов – 25 добывающих;

• •      Перевод с других объектов –  18 скважин, в т.ч.

добывающих – 17, нагнетательных 1;

• •      Гидроразрыв пласта – 49 скв./операций;

• •     Накопленный отбор нефти – 3016 тыс.т;

• •      КИН – 0,234, К выт. – 0,488, К охв. – 0,480; ПСС – 19 га.

Таблица 4 – Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки

Характеристики	Варианты
	0	1	2	3
Эксплуатационный объект	БП8
Режим разработки	ППД
Система размещения скважин	очаговоизбирательная	обращенная девятиточечная	рядная ГС	рядная ЗБГС
Расстояние между скважинами, м	500	500	500	500

Приведённая плотность сетки скважин, га/скв.

Забойное давление, МПа
- добывающих	6,0
- нагнетательных	42,0
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин, доли ед.
- добывающих	0,9
- нагнетательных	0,9
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин, доли ед.
- добывающих	0,95
- нагнетательных	0,95

Вариант 2 в отличие от первого предусматривает применение горизонтальных добывающих скважин длиной ствола 500 м с проведением 5 операций ГРП на каждой скважине, формирование рядной системы разработки.

• • Общий фонд – 108 скважин, в т.ч. добывающих – 69, нагнетательных – 34, контрольных – 4, ликвидированных -1;

• • Фонд для бурения – 59 скважин, в т.ч. добывающих – 34 (из них 34 скважины с горизонтальным стволом длиной 500 м), нагнетательных – 25;

• • Перевод с других объектов – 9 добывающих скважин;

• • Перевод в ППД – 1 добывающая;

• • Накопленный отбор нефти – 4086 тыс.т;

• • КИН – 0,317, К выт. – 0,488, К охв. – 0,650, ПСС – 25 га.

Вариант 3 предусматривает, в отличие от второго, формирование рядной системы разработки за счёт бурение боковых горизонтальных стволов с МГРП, формирование ППД за счёт ПВЛГ

• • Общий фонд – 83 скважины, в т.ч. добывающих – 53, нагнетательных – 25, контрольных – 4, ликвидированных -1;

• • Фонд для бурения – 3 скважин, в т.ч. добывающих – 1 (из них

горизонтальных - 1), нагнетательных – 2;

• • Перевод бурением боковых горизонтальных стволов - 18 добывающих;

• • Бурение боковых горизонтальных стволов – 10 добывающих;

• • Перевод с других объектов – 22 скважины, в т.ч. добывающих – 8, нагнетательных 14;

• • Перевод в ППД – 1 добывающая;

• • Накопленный отбор нефти – 4016 тыс.т;

• • КИН – 0,312, К выт. – 0,488, К охв. – 0,639; ПСС – 23 га.