К оглавлению журнала

УДК 622.276.42

© A.C. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский, 1993

ОБОСНОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИКАСПИЯ

A.C. ПАНТЕЛЕЕВ, Е.С. ГРИШИН, И.Н. МАЛИНОВСКИЙ (ЮУФ ВНИГНИ)

В процессе выполнения технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (КИН) к наиболее сложной и ответственной задаче относится принятие решений о границе размещения добывающих и нагнетательных скважин в пределах выделенного эксплуатационного объекта. Задача сводится к определению нижнего предела эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, при которой еще обеспечивается самоокупаемость эксплуатационной скважины. Окупаемость затрат в основном зависит от геологических, технологических и экономических факторов.

Наиболее динамичным является экономический фактор. Раньше при умеренной глубине залегания залежей и невысокой стоимости эксплуатационных скважин основным фактором, ограничивающим предельную толщину, была технологическая возможность вскрытия продуктивного пласта. Значение предельной толщины при проектировании разработки принималось как правило в пределах 2-4 м.

В связи с резким увеличением глубины залегания открываемых в последнее время месторождений и значительным удорожанием стоимости строительства скважин на первый план при определении предельной толщины выходит фактор экономический.

В применяемой методике оценки предельной толщины в качестве критерия целесообразности бурения и эксплуатации скважин используется окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат. Этому критерию r отвечает зависимость

где Zн - замыкающие затраты, руб/т; Qt - добыча нефти по годам эксплуатации, т: Кt- капиталовложения в бурение и обустройство эксплуатационных скважин, руб; Зt - текущие расходы на добычу нефти (без амортизации на реновацию), руб.; Т - срок извлечения основных запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину (принимается равным 15 лет).

Считается, что если r >= 0, то бурение скважины экономически оправдано. Несложное преобразование этой формулы приводит к зависимости, позволяющей определить предельную толщину

где qн - добыча нефти за 15 лет, приходящаяся на 1 м эффективной толщины.

Практика технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти по месторождениям Прикаспия показывает, что такой методический подход для глубокозалегающих залежей приводит вследствие удорожания процесса разработки к значительному увеличению предельной толщины пласта, сокращению зоны эффективного разбуривания и соответственно к снижению извлекаемых запасов нефти. В качестве примера можно привести Росташинское месторождение (Dv) Оренбургской области и Кенкиякское (пласт KT-II) Актюбинской области, где расчетные предельные толщины составили соответственно 12 и 22 м, а охват сеткой скважин -0,65 и 0,8. Таким образом, значительная часть запасов по этим месторождениям может оказаться не вовлеченной в разработку, что приведет к неоправданным потерям. Особенно велики планируемые потери из-за полученных больших значений предельных толщин в залежах пластового типа со сравнительно небольшой толщиной пласта и пологим его залеганием. В этих условиях незначительное изменение предельной толщины вызывает существенное снижение охвата пласта сеткой скважин. Высокоамплитудные массивные и массивно-пластовые залежи менее чувствительны к вариации величины предельной толщины.

Разработка залежей в пределах граничной изопахиты с достаточной гарантией обеспечивает положительный народно-хозяйственный эффект. Однако прогнозируемое экономическое благополучие нередко достигается за счет вывода из активной разработки значительных запасов нефти, эксплуатация которых характеризуется более низкой рентабельностью. Представляется, что применительно к новым экономическим условиям, особенно для месторождений северного обрамления Прикаспийской НГП и Прикаспия (большая глубина залегания залежей, низкая плотность запасов нефти в пласте из-за высокой газонасыщенности, значительные капитальные и эксплуатационные затраты и т.д.), существующий подход к оценке предельной толщины должен быть скорректирован.

Во-первых, необходимо учитывать при расчете предельной толщины товарную стоимость растворенного в нефти газа, которая при газонасыщенности, достигающей 1000 м3/т, становится достаточно весомой и составляет 15-25% оптовой цены нефти.

Во-вторых, в расчетах должна учитываться суммарная прибыль, полученная в результате эксплуатации скважин в пределах всей зоны разбуривания. Все, что получено сверх нормированной для нефтяной отрасли прибыли, обеспечивающей эффективное функционирование добывающего предприятия, должно быть направлено на вовлечение в активную разработку запасов нефти, размещенных за пределами расчетной граничной изопахиты. Исходя из изложенного предлагается в качестве критерия целесообразности бурения и эксплуатации скважин использовать принцип обеспечения нормированной прибыли в зоне разбуривания. Методически эти условия могут быть реализованы следующим образом. Предельная толщина h1 оценивается по уточненной формуле

где qн, qг ~ добыча соответственно нефти и газа с 1 м эффективной толщины за весь срок разработки; Zн, Zг - замыкающие затраты или оптовая цена на нефть и газ.

В пределах толщины h, ограничивающей активные запасы нефти, рассчитываются технологические и экономические показатели за весь срок разработки и определяется удельная (на одну скважину) прибыль, превышающая нормативную, DП = По - Пн , где По- общая удельная прибыль от разработки залежи в пределах толщины; Пн - нормированная удельная прибыль.

Величина удельной прибыли, превышающей нормированную, может быть направлена на вовлечение в разработку запасов за пределами граничной изопахиты h1. Предельная толщина h2 при этом рассчитывается по формуле

Дополнительная добыча нефти с площади, ограниченной толщиной h1 и h2, рассчитывается отдельно.

Предлагаемая уточненная методика оценки предельной эффективной толщины продуктивных пластов по сравнению с известной полнее отражает новые финансовые и хозяйственные условия деятельности добывающих предприятий, а также учитывает особенности геологического строения открываемых на юге России месторождений нефти. Изложенная методика может быть использована при составлении ТЭО КИН и технологических схем разработки.

Для сложнопостроенных месторождений нефти, отличающихся многопластовостыо и широким диапазоном изменения плотности запасов, с целью более полного охвата разработкой разведанных ресурсов рекомендуется использовать способ совмещенных сеток [2]. Способ основан на временном использовании эксплуатационного фонда скважин базисных объектов разработки. Способ успешно апробирован при обосновании КИН ряда месторождений нефти.

Так, технико-экономическими расчетами было установлено, что зона разбуривания пласта Дv Росташинского месторождения Оренбургской области ограничивается 12-метровой изопахитой. Балансовые запасы нефти в зоне, не охваченной дренированием, составили 35% общих запасов пласта. При традиционном подходе эти запасы относились к потерям. Временное использование фонда эксплуатационных скважин пластов ДIII и ДIV после их углубления на нижний объект позволяет вовлечь в разработку более 50% плановых потерь по пласту Дv .

Изложенные в статье рекомендации направлены на решение важной государственной задачи эффективного использования разведанных ресурсов углеводородного сырья.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. - М., 1986.
  2. Пантелеев А.С., Гришин Е.С., Малиновский И.Н. Способ разработки многопластовых месторождений. Авт. свид. №1538593. Заявлено 15.09.89.

ABSTRACT

Method of oil active reserves discrimination for feasibility study of petroleum recovery factor on the basis revealed geological” features of productive beds of Precaspian deposits is proposed.

Сайт создан в системе uCoz