Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

где pу-давление на устье, МПа;

- плотность жидкости разрыва, кг/м3;

L - глубина скважины, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

h- потери напора на трение, м;

pзаб =19,2+2927·950·9,81·10-6-125,44·950·9,81·10-6=45,31 МПа

Забойное давление получилось меньше давления разрыва, отсюда следует, что проведение ГРП через обсадную колонну невозможно, следовательно, при гидроразрыве пласта необходимо проводить закачку жидкости по насосно-компрессорным трубам с установкой пакера и якоря, для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

Объем жидкости разрыва по опытным данным колеблется от 5-10 м3. Для нашей скважины принимаем 10 м3. Количество песка потребное для гидроразрыва пласта берется из опыта проведения ГРП в пределах 10-30 тонн на одну операцию. Для наших условий принимаем 15 тонн.

Концентрация песка зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки, обычно это значение колеблется в пределах 150-300 кг/м3, принимаем 250 кг/м3.

7. Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости:

где- Gп-вес песка, кг;

Cп- концентрация песка, кг/м3;

Vжп=15000/250=60 м3

Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которым закачивают жидкость с песком.

8. Объем продавочной жидкости:

где H-глубина спуска труб, м;

dв-внутренний диаметр труб, по которым закачивается жидкость с песком, мм;

Kу - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб, д.ед.;

м3

9. Общая продолжительность процесса ГРП:

где Vр-объем жидкости разрыва, м3;

Vжп-объем жидкости песконосителя, м3;

Vпр-объем продавочной жидкости, м3;

сек.=45 минут

10. Радиус горизонтальной трещины:



где Сэмп- эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, д.ед.;

Qрж-расход рабочих жидкостей, м3/c;

-вязкость жидкости разрыва, Пас;

K-коэффициент проницаемости, мкм2;

tp-время закачки жидкости разрыва, c;

=1 метр

11. Проницаемость горизонтальной трещины:

где -ширина трещины, мм;

12. Проницаемость призабойной зоны:

где K-коэффициент проницаемости, мкм2;

hэф- эффективная толщина, м;

-ширина трещины, мм;

Km-проницаемость горизонтальной трещины, мкм2

=0,0682·10-12 м2

13. Проницаемость дренажной системы:

где-Kпз-проницаемость призабойной зоны, мкм2;

K-коэффициент проницаемости, мкм2;

Rк-радиус контура питания, м;

rc-радиус скважины, м;

rt-радиус трещины, м;

м2

14. Дебит скважины после проведения ГРП:

где Kдс-проницаемость дренажной системы, мкм2;

hэф- эффективная толщина, м;

-перепад давления, МПа;

Rк-радиус контура питания, м;

rt-радиус трещины, м;

-вязкость нефти, Пас;

15. При ГРП применяются агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,017 м3/с при давлении 24,2 МПа и требуемом расходе жидкости, равном 0,03 м3/с, число агрегатов составит:

агрегата 4АН-700

16. Предварительно, ожидаемый эффект от гидроразрыва, можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины rс после ГРП принимается равным радиусу трещины rt:

где Rк-радиус контура питания, м;

rc-радиус скважины, м;

rt-радиус трещины, м;



раза

На рисунке 2.11 представлен эффект от проведения ГРП на скважин № 563.

Таким образом ожидаемый эффект от гидроразрыва посчитанный по формуле Г.К. Максимовича составил, что добыча должна увеличиться в 7,263 (увеличение дебита после проведения ГРП на скважине № 563 составило 34 т/сут).

Фактически полученные данные об эффективности могут быть несколько ниже, потому что в процессе движения жидкости по трещинам, заполненным песком, мы наблюдаем небольшие потери напора, которые не учитываются формулой.

При достоверности исходных данных в рассмотренных расчетных показателях, возможно рассчитать эффективность предстоящего гидроразрыва пласта для увлечения нефтеотдачи пласта.

2.8 Характеристика фонда скважин

На 01.01.2019 года в действующем фонде пребывает 8 добывающих скважин, в бездействующим фонде числится 3 скважины, выбывших по геологическим причинам и 4 пьезометрических. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.6 [4]. На рисунке 2.12 представлено распределение фонда скважин по дебиту нефти.

Таблица 2.6 - Эксплуатируемый добывающий фонд скважин

№ скв	Способ эксплуа-тации	Тип насоса	Нв.д.п.	Нсп	Нд	Фактический режим	Кпр
						Q нефти	Q жидкости	Обводнённость
			м	м	м	т/сут	м3/сут	%	м3/сут/атм
349	ЭЦН	ЭЦН-80-2500	2951	2855	2031	3,7	102,0	91,40	1,48
29	ЭЦН	ЭЦН-125-2900	2950	2835	2060	4,7	134,0	93,20	1,73
563	ЭЦН	ЭЦН-45-2950	3046	2953	2729	6,6	14,0	13,70	0,19
42	ЭЦН	ЭЦН-50-2450	2911	2630	2218	2,7	12,0	63,80	0,57
35	ЭЦН	ЭЦН-45/50-2900	2885	2764	2190	1,5	3,0	14,90	0,30
367	ЭЦН	ЭЦН-125-2350	2924	2286	-	8,4	12,0	12,00	-
334	ЭЦН	ЭЦН-45-2850	2899	2762	2058	1,9	47,0	92,70	0,80
357	ЭЦН	ЭЦН-45-2500	2927	2892	-	3,7	102,0	91,40	1,48

С дебитом по нефти от 0 до 2 т/сут работает 2 скважины, с дебитом от 2 до 4 т/сут работают 2 скважины и 4 скважины имеют дебит по нефти больше 4 т/сут. Среднее значение дебита нефти по действующему фонду равно 4,39 т/сут. Наибольший дебит по нефти имеет скважина номер 367 - 8,4 т/сут, наименьший дебит у скважины номер 35 - 1,5 т/сут.

На рисунке 2.13 представлено распределение действующего фонда скважин по дебиту жидкости.

В диапазоне менее 10 м3/сут работает 2 скважины (25%), в диапазоне от 10 до 20 м3/сут работает 3 скважина (37,5%), в диапазоне от 20 до 100 м3/сут работает 1 скважина (12,5%) и с дебитом по жидкости более 100 м3/сут работает 2 скважина (25%) .

На рисунке 2.14 представлено распределение фонда скважин по обводненности.

Обводненность изменяется в пределах от 4,3 % до 93,2 %. С обводненностью менее 10 % работает 1 скважина, с обводненностью от 10 до 60% работают 3 скважины, с обводненностью от 60 до 90% работает 1 скважина, при более чем 90 % - ой обводненности работают 3 скважин. Максимальная обводенность (93,2 %) у скважины 29. Минимальная обводненность у скважины номер 357. Средняя обводненность действующего фонда скважин 48,2 %.

На рисунке 2.15 представлено распределение действующего фонда добывающих скважин по коэффициенту продуктивности.

Наибольший коэффициент продуктивности равен 1,73 м3/сут/атм (скважина № 29), минимальный - 0,19 м3/сут/атм на скважине № 563. В диапазоне значений коэффициента продуктивности от 0,1-0,5 м3/сут/атм находятся 2 скважины, что составляет 25 % от общего числа, в диапазоне от 0,5-1,0 м3/сут/атм находится 2 скважины, в диапазоне от 1,0-1,5 м3/сут/атм - 1 скважина, более 1,5 м3/сут/атм -1 скважина.

Расчет подбора УЭЦН к скважине № 334.

Все скважины пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения работают на УЭЦН, проверим правильность подбора одного из электроцентробежных насосов, используемых на месторождении [4]. Для подбора УЭЦН рассмотрим скважину № 334, оборудованную установкой ЭЦН5-30-2850.

Скважина № 334 выбрана для анализа, так как коэффициент подачи данной скважины равен 1,3. Это значение не входит в диапазон оптимальной работы, когда коэффициент подачи находится в промежутке от 0,75 до 1,25. Для оптимизации работы скважины необходимо подобрать другой насос с большей номинальной подачей по методике [8]. Исходные данные приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Исходные данные по скважине № 334 Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1)

Наименование, единица измерения	Обозначение	Значение
Дебит скважины, м3/сут	Q	47
Обводнённость добываемой продукции, %	n	92,7
Глубина скважины, м	Hc	2899
Глубина подвески насоса, м	Hп.н	2762
Динамический уровень, м	Нд	1915
Внутренний диаметр э/к, м	D	0,126
Давление в затрубном пространстве, атм.	Pзатр	4
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	сн.пов.	0,837
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	сн. пл.	0,658
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях	bпл	1,58
Плотность добываемой воды, г/см3	св	1,184
Давление насыщения нефти газом, атм.	Pнас.	187
Пластовое давление, атм.	Pпл.	115
Удлинение ствола скважины, м	Lуд.	2
Плотность жидкости глушения, г/см3	ж.гл.	1,204
Вязкость нефти в пластовых условиях, сПз	µн.пл	0,51
Коэффициент продуктивности скважины м3/сутат	Кпр	1,43
Давление на буфере, атм	Pбуф.	14
Проектируемый отбор жидкости, м3/сут	Qпр	45

Решение:

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины:

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом:

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1):



5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

где н.пл - вязкость пластовой нефти, сПз.

6. Так как обводненность скважины n>60%, принимаем поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи) Kq= 1, а поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора) Kн= 0.99 [7].

7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации:

где Нп.н. - глубина подвески насоса в скважине, м;

Нд. - динамический уровень в скважине, м;

Рпл. - пластовое давление по скважине, атм;

Рзатр. - затрубное давление в скважине, атм;

Рбуф. - давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 45 м3/сут выбираем насос ЭЦН5-45-2300. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1=2818,2 м; S2= 4,42 сут/м2; S3= 0,364 сут2/м5. Характеристики насоса приведены в таблице 2.8, на рисунке 2.16.

Таблица 2.8 - Характеристики насоса

Наименование	Значение
Qmin, м3/сут	20
Qopt, м3/сут	45
Qmax, м3/сут	70
Hmax, м	2761
Hopt, м	2280
Hmin, м	1344

8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору:

9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче:



11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях:

12. Проектное забойное давление в скважине:

13. Т.к. Рзаб<Рнас , то необходимо посчитать давление на приеме насоса:

14. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения:

15. Глубина подвески насоса в скважине:



16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы:

17. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом:

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 20-70 (м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине 45 м3/сут находится в рабочей области.

Строится напорная характеристика насоса. По значениям диапазона подач и напора строится уравнения типа . Значения S1=2818,2 сут2/м3; S2=4,42 сут2/м3; S3=0,364 сут2/м3. Значения Qmin, Qmax, Qopt, Hmax, Hmin, Hopt приведены выше в таблице 2.7. Далее строятся граничные значения:

при Q0=0 м3/сут H0=2818,2 м;

при H1=0 м получаем квадратное уравнение:

,

при решении которого получаем значение Q1 = 94 м3/сут. Границы построения графика составят:



,

Полученные значения представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Зависимость напора насоса от дебита

Дебит, Q, м3/сут	Напор, H, м
0	2818,2
20	2761
45	2280
70	1344
94	0

Для построения третьей точки напорной характеристики скважины необходимо задаться дебитом большим, чем Q=Qсм.

Принимаем Q=60 м3/сут. Тогда давление на забое будет равно:

Динамический уровень при таком Q будет равен:

Напорная характеристика скважины строится по 3 точкам. Первая точка: Qж = 0 м3/сут, при этом напор будет равен Hст = 1741,7 м. Вторая точка: Qж=Qсм =46,9 м3/сут, напор Hдин = 2028,6 м. Третья точка: Qж =60 м3/сут с динамический уровнем 2296,3 м.

Полученные значения представлены в таблице 2.10.



Таблица 2.10 - Зависимость напора скважины от дебита

Дебит, Q, м3/сут	Напор, H, м
0	1741,7
46,9	2028,6
60	2296,3

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы она лежала в области рекомендованных режимов работы данного насоса. Согласованная работа насоса и скважины представлена на рисунке 2.17.

Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в рекомендованных пределах. Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 334 пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН5-30-2850 на рассчитанный насос ЭЦН5-45-2300.

Анализ причин отказа подземного оборудования

Данные об отказах скважин и их причинах представлены в таблице 2.11 [9].

Таблица 2.11 - Анализ причин простоя и бездействия скважин за 2016-2018 года

Причина простоя и бездействия скважин	Количество отказов	Итого
	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Коррозия	1	2	1	4
Брак ремонта	0	1	1	2
Мех примеси	3	3	4	10
Солеотложения	1	0	1	2
Заводской брак	1	1	0	2
Всего	6	7	7	20

По данной таблице видно, что распределение причин отказа подземного оборудования за трехлетний период распределено следующим образом: 50% вследствие наличия мех. примесей, 20% на коррозию, 10% приходится на брак ремонта, 10% из-за солеотложений, 10% это заводской брак. Распределение отказов показано на рисунке 2.18.

В большинстве случаев отказы происходят вследствие влияния мех. примесей и коррозии. Присутствие мех. примесей вследствие своей абразивности, влияет на износ рабочих органов, повреждения обмотки кабеля, а также негативно сказывается на сроках МРП (межремонтный период) и ННО (наработка на отказ). Коррозия - это разрушение металлов и некоторых других твердых тел, вызываемое химическими и электрохимическими процессами; результат этих процессов, при этом происходит потеря эксплуатационных свойств оборудования и агрегатов. Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации [10].

Вследствие этого усложняется эксплуатация скважин, повышается число отказов, а также увеличиваются капитальные вложения на оборудование в износостойком и коррозионно-стойком исполнении.

Межремонтный период - время между двумя последовательно проводимыми (очередными) плановыми капитальными и средними ремонтами оборудования, а также между вводом оборудования в эксплуатацию и его первым плановым капитальным ремонтом. Межремонтный период эксплуатации скважин является комплексным показателем уровня технологической дисциплины и степени технического совершенства оборудования, используемого для подъема нефти из скважин [11].

Наработка на отказ - технический параметр, характеризующий любую остановку оборудования (отказ, исследования, срабатывание автоматики). Данная характеристика означает среднее время от начала одного сбоя до начала другого.

Средние наработка на отказ и межремонтный период скважин добывающего фонда Михайловско-Коханского месторождения пласта Д-1 представлены на рисунке 2.19.

Средний МРП увеличился в 2017 году по сравнению с предыдущим годом с 648 до 721 суток, средняя ННО для скважин увеличилась с 289 до 324 суток. К 2018 году произошло обратное: МРП уменьшился до 684 суток, а средняя ННО уменьшилась до 304 суток. Средний МРП примерно в 2 раза больше средней ННО за последние 3 года.

2.9 Расчетные методы для определения степени выработки запасов, оценки показателей разработки и прогнозирования дальнейшей разработки месторождения

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин

В любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин и рассчитать КИН промытой зоны. В данной работе для построения карт использовалась методика [12].

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

где мн- вязкость нефти в пластовых условиях, равная 0,51 мПа•с;

мв - вязкость воды, равная 0,84 мПа•с.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле:

где hост - остаточная нефтенасыщенная толщина, м;

fв - текущая обводнённость скважины, доли ед;

- соотношение вязкости нефти и воды;

Н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Рассчитанные параметры по скважинам hост, сводим в таблицу 2.12. По данным строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объёмов в дальнейших расчетах строим ее на миллиметровке .

Таблица 2.12 - Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по действующим скважинам пласта на 01.01.2019 г.

Номер скважины	Эффективная начальная толщина, м	Обводненность fв, %	Остаточная нефтенасыщ. Толщина hост, м
349	9,0	91,40	0,30
29	8,0	93,20	0,21
563	6,0	13,70	4,18
42	4,0	63,80	0,69
367	4,8	12,00	3,50
35	4,0	14,90	2,71
334	6,2	93,80	0,15
357	7,1	4,30	6,32

По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объёмов в дальнейших расчетах строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом:

1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Данные для подсчета КИНа в промытой зоне представлены в таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Границы толщин	Средняя толщина пласта, h, м	Замеренная площадь,см2	Площадь залежи, м2 с учётом масштаба F, (M 1:25000)	Объём зоны дренирования, тыс.м3V = F•h
0-2	0,34	115,5	7218750	2454,375
2-4	3,11	29,0	1812500	5636,875
4-6	5,25	12,8	800000	4200,000
?	8,70	157,3	9831250	12291,250

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле при заданных параметрах:

где m - коэффициент пористости = 0,14 д.ед;

б - коэффициент нефтенасыщенности = 0,93 д.ед;

сн - плотность нефти в поверхностных условиях, =0,837 т/м3;

И - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, и = 1/b;

где b объемный коэф. = 1,582; и=0,632.

Qбал.ост .= V•m• б •с•и; (2.37)

Qбал.ост= 12291,25•0,14•0,93•0,837•0,632=846,54 тыс.тонн

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта:

; (2.38)

где - накопленная добыча нефти с начала разработки по 01.01.2018 г. равна 4581,5 тыс.т.;

Qбал.нач. - начальные балансовые запасы нефти, равные 8618,7 тыс.т.;

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле:

гденакопленная добыча нефти с начала разработки на 01.01.2019 г. равна 1265,4 тыс.т.;

Qбал.нач.- начальные балансовые запасы нефти, равные 4643 тыс.т.

Таким образом, коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

.

Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пласта представлена на рисунке 2.20.

Полученный КИН = 0,272 выше фактически достигнутого на 01.01.2019 равного 0,229. Нефтеотдача в промытой зоне ниже утвержденного конечного значения, в связи с высокой расчленённостью пласта, обширные части не охвачены процессом заводнения, и только начинают вовлекаться проблемные зоны в разработку. Проектная величина КИН достигнута и превышена. Это может быть связано с недостаточной изученностью пласта, в связи с чем необходимо уточнение его параметров и пересчет запасов. Также необходимо сравнение значения КИН, полученного по этой методике, с другими. Анализ эффективности разработки по характеристикам вытеснения

Для оценки технологической эффективности реализуемых на пласте систем разработки, в качестве критерия принят КИН при одинаковой степени «промывки» объема пор [13]:



(2.40)

(2.41)

Годовые темпы промывки пласта (Дф) - это отношение годовых отборов жидкости в пластовых условиях от начальных балансовых запасов в пластовых условиях.

Максимальные годовые темпы промывки в основном составляет 3-6% от порового объема. Начало резкого снижения темпов промывки соответствует началу поздней стадии разработки.

Эти типы характеристик вытеснения удобны тем, что используют первичные исходные величины, как отбор жидкости, геологические запасы и коэффициенты пересчета из поверхостных условий в пластовые.

Характеристики на графике отклоняются от теоретической прямой, проложенной между значениями КИН, равному единице (отбор жидкости в количестве одного порового объема). Кривые располагаются в виде веера. По мере отбора жидкости веер расширяется, чем он выше, тем лучше ведется разработка пласта. Нижнее положение занимают объекты со сложным геологическим строением, или с недостаточной эффективностью разработки. На характере кривой сильно сказываются результаты регулирования, то есть те пласты которые регулируются, отличаются постоянным увеличением текущей нефтеотдачи [13].

Для определения конечного КИН строим по вееру продолжение кривой. Такое определение позволяет оценить нефтеотдачу при реализуемой системы разработки.

Используя формулы (2.40) и (2.41) были проведены расчеты, результаты которых сведены в таблицу 2.14 и 2.15, построен график характеристик вытеснения (рисунок 2.21 и 2.22).



Таблица 2.14 - Результаты расчета по характеристикам вытеснения (по годам)

Год	Годовой отбор	КИН	Обводненность,%	Темп промывки,%
	в поверхностных условиях	в пластовых условых
	Нефть	Жид-ть	Вода	Нефть	Жид-ть
	тыс.т	тыс.т	тыс.т	тыс.м3	тыс.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1957	24,7	24,7	0,0	46,69	46,69	0,004	0	0,45
1958	68,9	68,9	0,0	130,23	130,23	0,017	0	1,25
1959	52,6	52,6	0,0	99,42	99,42	0,026	0	0,96
1960	47,5	47,5	0,0	89,78	89,78	0,035	0	0,86
1961	22,8	22,8	0,0	43,09	43,09	0,039	0	0,41
1962	17,5	17,6	0,1	33,08	33,16	0,042	0,6	0,32
1963	17,9	18,5	0,6	33,83	34,34	0,046	3,2	0,33
1964	11,8	12,2	0,4	22,30	22,64	0,048	3,9	0,22
1965	7	7	0,0	13,23	13,23	0,049	0,9	0,13
1966	2,9	2,9	0,0	5,48	5,48	0,05	1,4	0,05
1967	2,3	2,7	0,4	4,35	4,68	0,05	14,3	0,05
1968	1,2	3,7	2,5	2,27	4,37	0,05	67,3	0,04
1969	1,1	1,4	0,3	2,08	2,33	0,05	21,8	0,02
1970	1,2	1,3	0,1	2,27	2,35	0,051	6,5	0,02
1971	11,1	11,3	0,2	20,98	21,15	0,053	1,7	0,20
1972	49,9	51,2	1,3	94,32	95,41	0,062	2,5	0,92
1973	33,9	35,2	1,3	64,07	65,17	0,068	3,9	0,63
1974	25,7	27,2	1,5	48,58	49,84	0,072	5,2	0,48
1975	25,4	27,2	1,8	48,01	49,52	0,077	6,4	0,48
1976	25,9	28	2,1	48,95	50,72	0,082	7,5	0,49
1977	25,9	28,7	2,8	48,95	51,31	0,086	9,5	0,49
1978	22,8	26,1	3,3	43,09	45,87	0,091	12,6	0,44
1979	19,7	23,1	3,4	37,23	40,10	0,094	15	0,39
1980	18,4	23,7	5,3	34,78	39,24	0,097	22,2	0,38
1981	15,3	21,1	5,8	28,92	33,80	0,1	27,4	0,32
1982	8,1	15,7	7,6	15,31	21,71	0,102	48,2	0,21
1983	7,9	14,1	6,2	14,93	20,15	0,103	43,8	0,19
1984	10,1	17,2	7,1	19,09	25,07	0,105	41,6	0,24
1985	12	17,5	5,5	22,68	27,31	0,107	31,4	0,26
1986	19,2	28,8	9,6	36,29	44,37	0,111	33,1	0,43
1987	17,4	25,6	8,2	32,89	39,79	0,114	31,9	0,38
1988	6,9	14	7,1	13,04	19,02	0,115	50,8	0,18
1989	19,3	35,6	16,3	36,48	50,20	0,119	45,7	0,48
1990	21,2	31,2	10,0	40,07	48,49	0,122	31,9	0,47
1991	26,9	29,3	2,4	50,84	52,86	0,127	8,3	0,51
1992	23,7	25,6	1,9	44,79	46,39	0,132	7,3	0,45
1993	4,2	15,5	11,3	7,94	17,45	0,132	72,9	0,17
1994	7,9	14,7	6,8	14,93	20,66	0,134	46	0,20
1995	9,6	14,8	5,2	18,14	22,52	0,135	35,1	0,22
1996	3,5	8,4	4,9	6,62	10,74	0,136	58,1	0,10
1997	0,6	2,5	1,9	1,13	2,73	0,136	74,8	0,03
1998	0,2	0,5	0,3	0,38	0,63	0,136	66	0,01
1999	0,3	1,5	1,2	0,57	1,58	0,136	79,9	0,02
2000	0	0,2	0,2	0,00	0,17	0,136	81,6	0,00
2001	0,2	1,3	1,1	0,38	1,30	0,136	83,7	0,01
2002	0,1	1,6	1,5	0,19	1,45	0,136	92,7	0,01
2003	0,3	1,3	1,0	0,57	1,41	0,136	79,3	0,01
2004	22,3	24,1	1,8	42,15	43,66	0,14	7,5	0,42
2005	13,6	15	1,4	25,71	26,88	0,143	9,1	0,26
2006	2,3	5,5	3,2	4,35	7,04	0,143	57,1	0,07
2007	2,5	5,5	3,0	4,73	7,25	0,144	55,1	0,07
2008	6,9	7,8	0,9	13,04	13,80	0,145	12,2	0,13
2009	28,4	30,1	1,7	53,68	55,11	0,15	5,8	0,53
2010	89,8	92,2	2,4	169,73	171,75	0,166	2,5	1,65
2011	72,9	77,3	4,4	137,79	141,49	0,18	5,8	1,36
2012	36,8	43,2	6,4	69,56	74,94	0,186	14,8	0,72
2013	40,3	47,3	7,0	76,17	82,06	0,194	14,8	0,79
2014	38,8	49,1	10,3	73,34	82,01	0,201	20,9	0,79
2015	45,3	79,1	33,8	85,62	114,07	0,209	42,7	1,10
2016	43,6	96,9	53,3	82,41	127,27	0,217	55	1,22
2017	39,4	114,4	75,0	74,47	137,60	0,224	65,6	1,32
2018	29	133	104,0	54,81	142,35	0,229	78,2	1,37

Таблица 2.15- Результаты расчета по характеристикам вытеснения (накопленный)

Год	Накопленный отбор	КИН	Обводненность,%	Темп промывки,%
	в поверхностных условиях	в пластовых условых
	Нефть	Жид-ть	Вода	Нефть	Жид-ть
	тыс.т	тыс.т	тыс.т	тыс.м3	тыс.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1957	24,7	24,7	0,0	46,69	46,69	0,004	0	0,4
1958	93,6	93,6	0,0	176,91	176,91	0,017	0	1,7
1959	146,2	146,2	0,0	276,33	276,33	0,026	0	2,7
1960	193,8	193,8	0,0	366,30	366,30	0,035	0	3,5
1961	216,6	216,6	0,0	409,39	409,39	0,039	0	3,9
1962	234,1	234,2	0,1	442,47	442,55	0,042	0,6	4,3
1963	252	252,7	0,7	476,30	476,89	0,046	3,2	4,6
1964	263,8	264,9	1,1	498,60	499,53	0,048	3,9	4,8
1965	270,7	272,0	1,3	511,65	512,74	0,049	0,9	4,9
1966	273,6	274,9	1,3	517,13	518,22	0,05	1,4	5,0
1967	276	277,6	1,6	521,66	523,01	0,05	14,3	5,0
1968	277,2	281,3	4,1	523,93	527,38	0,05	67,3	5,1
1969	278,3	282,7	4,4	526,01	529,71	0,05	21,8	5,1
1970	279,5	284,0	4,5	528,28	532,07	0,051	6,5	5,1
1971	290,6	295,3	4,7	549,26	553,21	0,053	1,7	5,3
1972	340,5	346,5	6,0	643,57	648,62	0,062	2,5	6,2
1973	374,4	381,8	7,4	707,65	713,88	0,068	3,9	6,9
1974	400,1	408,9	8,8	756,22	763,63	0,072	5,2	7,3
1975	425,5	436,1	10,6	804,23	813,15	0,077	6,4	7,8
1976	451,4	464,1	12,7	853,18	863,87	0,082	7,5	8,3
1977	477,3	492,7	15,4	902,14	915,10	0,086	9,5	8,8
1978	500,1	518,8	18,7	945,23	960,97	0,091	12,6	9,2
1979	519,8	542,0	22,2	982,47	1001,15	0,094	15	9,6
1980	538,2	565,7	27,5	1017,24	1040,39	0,097	22,2	10,0
1981	553,5	586,8	33,3	1046,16	1074,19	0,1	27,4	10,3
1982	561,7	602,4	40,7	1061,66	1095,92	0,102	48,2	10,5
1983	569,6	616,5	46,9	1076,59	1116,07	0,103	43,8	10,7
1984	579,6	633,7	54,1	1095,49	1141,03	0,105	41,6	11,0
1985	591,7	651,2	59,5	1118,36	1168,45	0,107	31,4	11,2
1986	610,9	680,0	69,1	1154,65	1212,82	0,111	33,1	11,7
1987	628,3	705,6	77,3	1187,54	1252,61	0,114	31,9	12,0
1988	635,2	719,6	84,4	1200,58	1271,62	0,115	50,8	12,2
1989	654,6	755,2	100,6	1237,25	1321,93	0,119	45,7	12,7
1990	675,8	786,3	110,5	1277,32	1370,33	0,122	31,9	13,2
1991	702,7	815,7	113,0	1328,16	1423,28	0,127	8,3	13,7
1992	726,4	841,3	114,9	1372,96	1469,67	0,132	7,3	14,1
1993	730,6	856,8	126,2	1380,90	1487,12	0,132	72,9	14,3
1994	738,6	871,6	133,0	1396,02	1507,97	0,134	46,0	14,5
1995	748,2	886,4	138,2	1414,16	1530,49	0,135	35,1	14,7
1996	751,7	894,7	143,0	1420,78	1541,15	0,136	58,1	14,8
1997	752,3	897,2	144,9	1421,91	1543,88	0,136	74,8	14,8
1998	752,5	897,7	145,2	1422,29	1544,51	0,136	66	14,8
1999	752,8	899,2	146,4	1422,85	1546,09	0,136	79,9	14,9
2000	752,8	899,4	146,6	1422,85	1546,26	0,136	81,6	14,9
2001	753	900,7	147,7	1423,23	1547,56	0,136	83,7	14,9
2002	753,1	902,3	149,2	1423,42	1549,01	0,136	92,7	14,9
2003	753,4	903,6	150,2	1423,99	1550,42	0,136	79,3	14,9
2004	775,7	927,7	152,0	1466,14	1594,08	0,14	7,5	15,3
2005	789,4	942,7	153,3	1492,03	1621,07	0,143	9,1	15,6
2006	791,7	948,2	156,5	1496,38	1628,11	0,143	57,1	15,7
2007	794,2	953,7	159,5	1501,10	1635,36	0,144	55,1	15,7
2008	801,1	961,6	160,5	1514,15	1649,25	0,145	12,2	15,9
2009	829,4	991,7	162,3	1567,64	1704,25	0,15	5,8	16,4
2010	919,3	1083,8	164,5	1737,55	1876,02	0,166	2,5	18,0
2011	992,1	1161,2	169,1	1875,15	2017,49	0,18	5,8	19,4
2012	1028,9	1204,3	175,4	1944,71	2092,35	0,186	14,8	20,1
2013	1069,2	1251,6	182,4	2020,88	2174,41	0,194	14,8	20,9
2014	1108	1300,7	192,7	2094,21	2256,42	0,201	20,9	21,7
2015	1153,4	1379,8	226,4	2180,02	2370,59	0,209	42,7	22,8
2016	1197	1476,7	279,7	2262,43	2497,87	0,217	55	24,0
2017	1236,4	1591,1	354,7	2336,90	2635,47	0,224	65,6	25,3
2018	1265,4	1724,1	458,7	2391,71	2777,82	0,229	78,2	26,7

Выводы: коэффициент подвижности имеет невысокое значение (0,131), при проницаемости равной 0,067 мкм2, нефть с незначительной вязкостью (0,51мПа·с). Значение коэффициента подвижности флюида невысокое, пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. На 01.01.2019 КИН составил 0,229 при темпах отборы равных 0,27. Максимальные годовые темпы промывки в основном составляли не более 2 % от порового объема. Динамика свидетельствует о недостаточной эффективности процесса вытеснения. Спады темпов промывки связаны прежде всего с предельной обводнённостью некоторых скважин и переводом их в систему ППД, а также нарушением герметичности конструкции скважин.

Прогноз показателей разработки и расчет динамики добычи нефти по эмпирической модели Г.С. Камбарова

На последних стадиях разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно использовать эмпирические методики прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют также характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая динамику обводнения продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию. Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи. Поскольку разработка пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения ведётся при обводнённости более 70 процентов, то для прогноза показателей разработки и оценки эффективности существующей системы разработки правомерно использовать методику Г.С. Камбарова [14].

Извлекаемые запасы нефти численно равны коэффициенту А, определяемому по формуле:

;

где: А = Qизв - извлекаемы запасы нефти, тыс.м3.

- накопленная добыча нефти, тыс м3;

- накопленная добыча жидкости, тыс м3.

Для корректности последующих расчетов необходимо сравнить начальные извлекаемые запасы, определенные по методу Камбарова и объемным методом, если они приблизительно совпадают, то расчет будет верен.

1. Рассчитывается годовая добыча нефти в пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданном годовом отборе жидкости (выбирается один из годовых отборов жидкости за последние годы, предшествующие периоду прогноза) [14].

;

где - накопленная добыча жидкости за последний год разработки, тыс.м3;

- заданный годовой отбор жидкости, принимается равным годовой добыче жидкости за последний год разработки, тыс м3;

t - порядковый номер года прогнозного периода (1,2,3 и т. д.);

- накопленная добыча нефти за год предшествующий прогнозному (при расчете первого года прогноза принимается равной за последний год разработки), тыс. м3;

В - расчетный коэффициент, определяемый по формуле:

В = А?Qж3 -(Qж3 ?Qн3) . (2.44)

2. Далее рассчитывается добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, м3:

?Qвi = - ?Qнi , (2.45)

где ?Qвi- добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, м3;

?Qнi - годовая добыча нефти за прогнозный год, м3 .

3. Затем определяется среднегодовая обводнённость добываемой жидкости в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, %:



,

где - обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях, %.

4. После этого рассчитываются накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода:

Qнi = Qнi-1 + ДQнi

Qв = Qвi-1 + ДQвi (2.47)

Qжi = Qжi-1 +ДQжi,

где Qнi-1; Qвi-1; Qжi-1 - накопленная добыча соответственно нефти, воды и жидкости за год предшествующий прогнозному (при расчете первого года прогноза принимается равной за последний год разработки).

5. Далее рассчитываются годовые темпы отбора нефти и жидкости от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, %:

.

.

где , - годовые темпы отбора нефти и жидкости от начальных ихвлекаемых запасов,%.

Очевидно, что будет равно для всех лет прогноза.

6. В конце рассчитывается коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозируемого периода:

,



Значение Qбал примем равным значению из подсчёта запасов нефти объёмным методом.

7. Далее все расчеты сводятся в таблицу и проводится их анализ [14]. Исходные данные для расчёта для пласта Д-1 представлены в таблице 2.16.

Таблица 2.16- Данные о текущих и накопленных отборах нефти, воды и жидкости за 2016-2018 гг. для пласта Д-1

Данные по добыче	Обозначение/годы	Значения, тыс.т	Значения, тыс. м3
Накопленная добыча жидкости	Qж1	2016	1476,7	2497,8
	Qж2	2017	1591,1	2635,4
	Qж3	2018	1724,1	2777,7
Накопленная добыча нефти	Qн1	2016	1197	2262,4
	Qн2	2017	1236,4	2336,9
	Qн3	2018	1265,4	2391,7
Накопленная добыча воды	Qв1	2016	279,7	235,4
	Qв2	2017	354,7	298,5
	Qв3	2018	458,7	386,0
Годовая добыча жидкости	dQж1	2016	96,9	127,3
	dQж2	2017	114,4	137,6
	dQж3	2018	133	142,3
Годовая добыча нефти	dQн1	2016	43,6	82,4
	dQн2	2017	39,4	74,5
	dQн3	2018	29	54,8
Годовая добыча воды	dQв1	2016	53,3	44,9
	dQв2	2017	75	63,1
	dQв3	2018	104	87,5
Геологические запасы нефти, объемным методом	Qгеол	5504,2	10403,4
Извлекаемые запасы нефти, объемным методом	Qизв	2631	4972,8
Плотность нефти в пов-х усл-х, т/м3	0,837
Плотность воды в пов-х усл-х, т/м3	1,1883
Объемный коэффициент, д.ед.	1,582

Годовая добыча жидкости, взятая для расчёта на прогнозный период, тыс.мі:

ДQжconst за 2018 год = 142,3 тыс.мі.

Начальные извлекаемые запасы нефти численно равны коэффициенту a, определяемому по формуле:

;,

,

Полученное значение на 27 % меньше, чем начальные извлекаемые запасы, посчитанным объемным методом (4972,8 тыс. м3). Это может быть связано с неточным подсчетом балансовых запасов из-за недостатка данных о фильтрационно-емкостных свойствах пласта. Требуется провести их переоценку.

Расчетный коэффициент b равен,

b = a?Qж3 - (Qж3?Qн3) = 3592,6 ? 2777700 -

- (2777700?2391700) = 3335848,951 м3.

Балансовые запасы принимаются равными: =10403400 м3.

Расчеты ожидаемых показателей разработки выполнены с использованием программной оболочки Excel. Результаты расчета по модели Г.С.Камбарова приведены в таблице 2.17.

Продолжительность прогнозного периода определена с учетом предельной обводненности продукции (98%) и финального среднего дебита нефти на одну скважину (1 т/сут).



Таблица 2.17 - Прогноз показателей разработки по модели Г.С.Камбарова

Годы	Прогнозная годовая добыча, тыс. т.	Обводнен-ность вес., %	Прогнозная накопленная добыча, тыс. т.	Темп отбора нефти, %	Текущий КИН, д.ед.
	нефти	воды	жидкости		нефти	воды	жидкости
2019	30,97051	99,57426	130,5448	58,873	1296,371	558,2743	1854,645	1,177	0,236
2020	28,09164	106,0402	134,1318	62,696	1324,462	664,3144	1988,777	1,068	0,241
2021	25,59636	111,6445	137,2409	66,010	1350,059	775,9589	2126,017	0,973	0,245
2022	23,4194	116,5339	139,9533	68,901	1373,478	892,4929	2265,971	0,890	0,250
2023	21,50885	120,825	142,3339	71,438	1394,987	1013,318	2408,305	0,818	0,253
2024	19,82292	124,6116	144,4345	73,676	1414,81	1137,93	2552,739	0,753	0,257
2025	18,32774	127,9698	146,2975	75,662	1433,137	1265,899	2699,037	0,697	0,260
2026	16,99558	130,9618	147,9573	77,431	1450,133	1396,861	2846,994	0,646	0,263
2027	15,80356	133,639	149,4426	79,014	1465,937	1530,5	2996,437	0,601	0,266
2028	14,73271	136,0441	150,7769	80,436	1480,669	1666,544	3147,213	0,560	0,269
2029	13,76713	138,2128	151,98	81,718	1494,436	1804,757	3299,193	0,523	0,272
2030	12,89346	140,1751	153,0685	82,878	1507,33	1944,932	3452,262	0,490	0,274
2031	12,1004	141,9563	154,0567	83,931	1519,43	2086,888	3606,319	0,460	0,276
2032	11,37833	143,578	154,9564	84,890	1530,809	2230,466	3761,275	0,432	0,278
2033	10,71902	145,0588	155,7779	85,766	1541,528	2375,525	3917,053	0,407	0,280
2034	10,1154	146,4146	156,53	86,567	1551,643	2521,94	4073,583	0,384	0,282
2035	9,561368	147,6589	157,2203	87,303	1561,204	2669,599	4230,803	0,363	0,284
2036	9,051643	148,8037	157,8554	87,980	1570,256	2818,402	4388,658	0,344	0,285
2037	8,58162	149,8594	158,441	88,604	1578,838	2968,262	4547,099	0,326	0,287
2038	8,147281	150,8349	158,9822	89,181	1586,985	3119,097	4706,082	0,310	0,288
2039	7,745103	151,7382	159,4833	89,715	1594,73	3270,835	4865,565	0,294	0,290
2040	7,371986	152,5762	159,9482	90,210	1602,102	3423,411	5025,513	0,280	0,291
2041	7,025198	153,3551	160,3803	90,671	1609,127	3576,766	5185,893	0,267	0,292
2042	6,702317	154,0803	160,7826	91,100	1615,83	3730,847	5346,676	0,255	0,294
2043	6,401196	154,7566	161,1578	91,500	1622,231	3885,603	5507,834	0,243	0,295
2044	6,119922	155,3883	161,5083	91,873	1628,351	4040,992	5669,342	0,233	0,296
2045	5,856789	155,9793	161,8361	92,223	1634,207	4196,971	5831,178	0,223	0,297
2046	5,610269	156,533	162,1433	92,550	1639,818	4353,504	5993,322	0,213	0,298
2047	5,378993	157,0525	162,4315	92,857	1645,197	4510,556	6155,753	0,204	0,299
2048	5,161729	157,5404	162,7022	93,146	1650,358	4668,097	6318,455	0,196	0,300
2049	4,957368	157,9994	162,9568	93,417	1655,316	4826,096	6481,412	0,188	0,301
2050	4,764908	158,4317	163,1966	93,673	1660,081	4984,528	6644,609	0,181	0,302
2051	4,583442	158,8393	163,4227	93,913	1664,664	5143,367	6808,031	0,174	0,302
2052	4,412149	159,224	163,6361	94,141	1669,076	5302,591	6971,667	0,168	0,303
2053	4,250282	159,5875	163,8378	94,356	1673,327	5462,179	7135,505	0,162	0,304
2054	4,097162	159,9314	164,0286	94,559	1677,424	5622,11	7299,534	0,156	0,305
2055	3,95217	160,2571	164,2093	94,752	1681,376	5782,367	7463,743	0,150	0,305
2056	3,814741	160,5657	164,3805	94,934	1685,191	5942,933	7628,124	0,145	0,306
2057	3,684358	160,8586	164,5429	95,107	1688,875	6103,792	7792,667	0,140	0,307
2058	3,560547	161,1367	164,6972	95,272	1692,436	6264,928	7957,364	0,135	0,307
2059	3,442873	161,401	164,8438	95,428	1695,878	6426,329	8122,208	0,131	0,308
2060	3,330939	161,6524	164,9833	95,577	1699,209	6587,981	8287,191	0,127	0,309
2061	3,224375	161,8917	165,1161	95,718	1702,434	6749,873	8452,307	0,123	0,309
2062	3,122846	162,1197	165,2426	95,853	1705,557	6911,993	8617,55	0,119	0,310
2063	3,026037	162,3372	165,3632	95,982	1708,583	7074,33	8782,913	0,115	0,310
2064	2,933661	162,5446	165,4783	96,104	1711,516	7236,875	8948,391	0,112	0,311
2065	2,845451	162,7428	165,5882	96,221	1714,362	7399,618	9113,979	0,108	0,311
2066	2,761161	162,9321	165,6932	96,333	1717,123	7562,55	9279,672	0,105	0,312
2067	2,680562	163,1131	165,7937	96,440	1719,803	7725,663	9445,466	0,102	0,312
2068	2,603441	163,2863	165,8898	96,543	1722,407	7888,949	9611,356	0,099	0,313
2069	2,529601	163,4522	165,9818	96,641	1724,936	8052,401	9777,338	0,096	0,313
2070	2,458859	163,611	166,0699	96,735	1727,395	8216,012	9943,408	0,093	0,314
2071	2,391043	163,7634	166,1544	96,825	1729,786	8379,776	10109,56	0,091	0,314
2072	2,325994	163,9095	166,2354	96,911	1732,112	8543,685	10275,8	0,088	0,315
2073	2,263565	164,0497	166,3132	96,994	1734,376	8707,735	10442,11	0,086	0,315
2074	2,203615	164,1843	166,3879	97,074	1736,58	8871,919	10608,5	0,084	0,316
2075	2,146016	164,3137	166,4597	97,150	1738,726	9036,233	10774,96	0,082	0,316
2076	2,090647	164,438	166,5287	97,224	1740,816	9200,671	10941,49	0,079	0,316
2077	2,037392	164,5576	166,595	97,294	1742,854	9365,228	11108,08	0,077	0,317
2078	1,986147	164,6727	166,6589	97,363	1744,84	9529,901	11274,74	0,075	0,317
2079	1,936812	164,7836	166,7204	97,428	1746,777	9694,685	11441,46	0,074	0,317
2080	1,889292	164,8903	166,7796	97,491	1748,666	9859,575	11608,24	0,072	0,318
2081	1,8435	164,9931	166,8366	97,552	1750,509	10024,57	11775,08	0,070	0,318
2082	1,799352	165,0923	166,8916	97,611	1752,309	10189,66	11941,97	0,068	0,318
2083	1,756772	165,1879	166,9447	97,667	1754,066	10354,85	12108,91	0,067	0,319
2084	1,715685	165,2802	166,9959	97,722	1755,781	10520,13	12275,91	0,065	0,319
2085	1,676024	165,3693	167,0453	97,774	1757,457	10685,5	12442,95	0,064	0,319
2086	1,637721	165,4553	167,093	97,825	1759,095	10850,95	12610,05	0,062	0,320
2087	1,600717	165,5384	167,1391	97,874	1760,696	11016,49	12777,19	0,061	0,320
2088	1,564953	165,6187	167,1837	97,922	1762,261	11182,11	12944,37	0,059	0,320
2089	1,530375	165,6964	167,2268	97,968	1763,791	11347,81	13111,6	0,058	0,320
2090	1,49693	165,7715	167,2685	98,012	1765,288	11513,58	13278,87	0,057	0,321



В результате анализа проведенного расчета по методу Г. С. Камбарова можно сделать вывод о том, что сложившаяся система разработки является недостаточно эффективной. К концу 2090 года при существующих темпах отбора будет достигнут предел рентабельности эксплуатации залежи объекта Д-1 по обводненности - 98 %. КИН при этом составит - 0,321, при проектном 0,478. Для наиболее эффективного ведения разработки можно рекомендовать проведение ГТМ, в частности ГРП, ОПЗ а также работы по ограничению водопритока.

2.10 Рекомендуемые к внедрению мероприятия для разработки пласта Д-1

На 01.01.2019 г. пласт Д-1 Михайловско-Коханского месторождения находится на 3 стадии разработки. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти. Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи [15].

При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи [16].

На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин (физико-химические, механические, тепловые), для изоляции водопритоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки нагнетательных и добывающих скважин.

С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов для обеспечения рациональных темпов отбора продукции, с целью получения высокой продуктивности скважин, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями при вводе скважин в эксплуатацию на объекте Д-1 можно рекомендовать проведение ГТМ, из которых наиболее результативным является ГРП.

Кроме этого на пласте могут быть рекомендованы: переводы с других горизонтов под добычу, в частности с пл. Д-IV, Д-III, пл. Д-II, приобщение действующих скважин с вышележащими горизонтами под одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), перевод добывающих скважин под закачку, а также мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС.

Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Михайловско-Коханского газонефтяного месторождения Самарской области», выполненное ООО «СамараНИПИнефть» в 2016 году.

Первая стадия разработки объекта длилась с 1957-2009 гг. С 2010-2011 гг. идет вторая стадия разработки, где был достигнут максимальный отбор годовой добычи нефти (89,8 тыс.т.). С 2012 года начинается третья стадия разработки и продолжается до настоящего времени. Данные измерения давления свидетельствуют о том, что среднее пластовое давление составляет 17,4 МПа.

В настоящее время наблюдается уменьшение фонда добывающих скважин и на 01.01.2019 г. фонд составил 8 ед, снижение годовой добычи нефти до 29 тыс.т., накопленная добыча нефти составила 1265,4 тыс.т., КИН при этом составил 0,229 ед., при проектном 0,478 ед., обводненность 78,2%. Накопленная закачка воды составила 1461,5 тыс. м3. Степень выработки составляет 48,1% при обводненности 78,2%. Фонд нагнетательных скважин 4 ед. Темп выработки запасов составляет: от начальных 1,1%, от остаточных 2,1%.

В целом за анализируемый период отклонение фактического уровня накопленной добычи нефти от проектного находится в допустимых пределах (±5%).

Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления с 2010 г. посредством очагового заводнения: была начата закачка пресной воды в скважину №352. Однако в связи с дальнейшим большого роста пластового давления не наблюдалось. В 2012 - 2014 гг. по закачку воды были переведены еще две добывающие скважины (скв.356, 42).

На 01.01.2019 г. о текущем пластовом давлении можно судить только по единичным замерам в скв.367 (18 МПа), 403 (20 МПа), 349 (15 МПа), 29 (16 МПа), 370 (22 МПа), 357 (23 МПа) которые свидетельствуют о его стабилизации на уровне от 15 до 23 МПа. Число нагнетательных скважин - 4 единицы. Закачка агента, в нашем случае воды за 2018 год составляет 167,2 тыс. м3, отбор жидкости за этот год 133 тыс. т.

Опыт разработки пластов совместными скважинами на Михайловско-Коханском и других месторождениях показал не достаточно высокую эффективность данной системы. Залежь характеризуется высокой расчлененностью и ухудшенной связью с законтурной зоной питания. Разработка залежи осуществляется с ППД с 2010 г. посредством очагового заводнения. После начала процесса заводнения отмечалась стабилизация и незначительный рост пластового давления. ППД осуществляется избирательно, обширные части не охвачены системой заводнения. Для повышения эффективности процесса разработки при вовлечении в разработку недренируемых зон, потребуется усиление реализуемой системы ППД, для чего необходимо на восточном участке залежи предусмотреть дополнительный очаг заводнения.

С целью повышения эффективности разработки на объекте Д-1 за 2012-2018 гг. были проведены: обработка призабойной зоны (20% от дополнительной добычи нефти), интенсификация добычи нефти (14% от дополнительной добычи нефти), переходы и приобщения (13% от дополнительной добычи нефти), планово-предупредительные работы (7% от дополнительной добычи нефти), капитальный ремонт скважин (1% от дополнительной добычи нефти), гидроразрыв пласта (45% от дополнительной добычи нефти). Наиболее эффективным оказался ГРП. Увеличение обводненности на данных скважинах при этом не наблюдалось. Суммарное увеличение дебита после проведения мероприятий составило 238 т/сут., на 1 скважино-операцию приходится в среднем 26,7 т/сут.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Рассчитаны параметры ГРП для скважины № 563. Ожидаемый эффект от гидроразрыва посчитанный по формуле Г.К. Максимовича составил, что добыча должна увеличиться в 7,263 (увеличение дебита после проведения ГРП составило 34 т/сут).

На 01.01.2019 года в действующем фонде пребывает 8 добывающих скважин, 4 нагнетательных, 4 пьезометрических, в бездействующим фонде числится 3 скважины, выбывших по геологическим причинам.

В работе были выполнены следующие расчеты:

Определение степени выработки с помощью карты нефтенасыщенных толщин, исходя из расчетов, полученный КИН = 0,272 выше проектного на 01.01.2019 г. равного 0,043.

Проектный КИН составляет 0,478. Анализируя проведенный расчет по методу Камбарова, можно сделать вывод о том, что при сложившейся системе разработки пласта Д-1 и существующих темпах отбора в 2090 году не будет достигнут проектный КИН (КИН на 2090 год будет составлять 0,321).

Стоит добавить, что данный метод не учитывает все запланированные геолого-технические мероприятия, которые будут проводится в течении срока разработки пласта Д-1: проведение ГРП на скважинах, увеличение фонда добывающих скважин.

Оптимизация насосного оборудования на скважине № 334 показала, что для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН5-30-2850 на рассчитанный насос ЭЦН5-45-2300.

Система разработки по данному участку на данный момент является не эффективной, связано это с предельной обводнённостью некоторых скважин и переводом их в систему ППД, а также нарушением герметичности конструкции скважин.

С целью получения высокой продуктивности скважин, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями при вводе скважин в эксплуатацию на объекте Д-1 можно рекомендовать проведение ГТМ, из которых наиболее результативным является ГРП.

Также, на объекте могут быть рекомендованы: переводы с других горизонтов под добычу, приобщение действующих скважин с вышележащими горизонтами под одновременно-раздельную эксплуатацию, перевод добывающих скважин под закачку, а также мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС.



3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Характеристика показателей экономической эффективности ГТМ

Для экономической оценки ГТМ рекомендуется использовать следующие основные показатели эффективности:

- чистый доход ЧД (СF);

- чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV);

- внутренняя норма доходности ВНД (IRR);

- индекс доходности инвестиций ИД (РI);

- индекс доходности затрат ИДz (Рz);

- срок окупаемости инвестиций То (РР).

Чистый доход ЧД недропользователя от разработки месторождения отражает ту часть дохода, которая остаётся в распоряжении нефтяной компании после покрытия всех эксплуатационных и капитальных затрат на добычу нефти, осуществления налоговых и других платежей по действующему законодательству. Другими словами это сумма между реальным притоком и оттоком денежных средств за все интервалы расчётного периода и определяется по формуле [16]:

(3.1)

где Rt ? стоимостная оценка результатов от разработки месторождения в году t расчётного периода, руб.;

3t ? стоимостная оценка совокупных затрат за тот же период, руб.;

СIFt ? входной денежный поток в году t ? включает финансовые результаты проекта (доходная часть проекта);

СОFt ? выходной денежный поток в году t ? включает инвестиционные издержки ? капитальные вложения, текущие затраты без амортизационных отчислений, налоги, прочие затраты и отчисления (расходная часть проекта).

Чистый дисконтированный доход ЧДД (Net Present Value ? NPV) или дисконтированный поток денежной наличности является основным экономическим критерием эффективности инвестиционных проектов. Определяется суммой текущих годовых значений чистого дохода за весь расчётный период, приведённой к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. При постоянной норме дисконта NPV определяется по формуле:

(3.2)

где Пt ? прибыль от реализации нефти и газа в t-м году;

Аt ? амортизационные отчисления в t-м году;

Kt ? капитальные вложения на освоение месторождения в t-м году;

q ? норма дисконта в долях единицы, в проектных расчётах обычно принимается 0,1 и 0,15; Т ? количество лет расчётного периода (горизонт расчёта); t = 0, 1, 2... Т ? номер шага (интервала) расчётного периода.

Выражение в формуле (3.2) ? есть коэффициент дисконтирования (Вt), с помощью которого определяется разница между сегодняшней и будущей стоимостью денежного потока. Данный метод чистой приведённой стоимости основывается на сопоставлении величины требуемых инвестиций на освоение месторождения с общей суммой чистых финансовых поступлений, генерируемых проектом в течение расчётного периода. Так как поток денежных средств распределён в течение длительного периода, производится его дисконтирование, под которым понимается вычисление современной ценности ожидаемых доходов в будущем к настоящему времени ? началу расчётного периода.

За расчётный период экономической оценки месторождения принимается время от начального года проведения оценки (t = 0) до года отработки запасов и достижения коэффициента извлечения нефти, зафиксированного в утверждённом проектном документе [17].

Если величина NPV>0 положительна, то вложение инвестиций в данный проект экономически оправдано. При этом прибыльность инвестиций должна быть больше нормы дисконта (IRR>q). При равенстве NPV нулю прибыльность равна минимальной норме прибыли. Если величина NPV отрицательна, то разработка месторождения экономически нецелесообразна.

Из сравниваемых технологических вариантов лучший вариант разработки месторождения должен иметь максимальное значение NPV = mах.

Внутренняя норма доходности ВНД (Internal Rate of Return ? IRR) представляет собой значение нормы дисконта, при котором сумма чистых дисконтированных поступлений равна сумме дисконтированных капитальных вложений, инвестиции окупаются. Другими словами, это значение нормы дисконта, при котором величина ЧДД за расчётный срок равна нулю [17] и экономический смысл показателя ВНД состоит в том, что он показывает максимальную ставку платы за инвестиции, при которой они остаются безубыточным и. Определяется по формуле: