Геологическое строение пласта АС9 Алехинского месторождения

Относительно различных проектных технологических документов на эксплуатацию месторождений можно заметить, что возникающие при их составлении проблемы технико-экономических обоснований аналогичны обсуждаемым ввиду однотипности базовых расчетов при проектировании разработки и обосновании КИН, представляющих, по существу, единый процесс прогнозирования эксплуатации месторождений. В связи с этим вполне естественной представляется апробация Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) Минприроды РФ только геологических запасов УВ нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Что же касается извлекаемых запасов и КИН, то они могут апробироваться Центральной комиссией по разработке (ЦКР) нефтяных и нефтегазовых месторождений Минэнерго РФ при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений, учитывающих, естественно, условия лицензионных соглашений и т.д. Такое разделение функций ГКЗ и ЦКР было предпочтительным и ранее, при плановой экономике, гораздо более определенных и стабильных экономических условиях разработки месторождений и более независимом официальном положении ГКЗ. Сейчас же целесообразность указанного разделения их функций очевидна. При этом, в частности, ликвидируется дублирование научно-исследовательских работ, включающих обоснование КИН, которые к тому же оказывались сдвинутыми во времени, могли выполняться разными организациями, базироваться на неравноценном геолого-промысловом материале, отличаться научно-техническим уровнем выполнения, плохо согласовываться при совместном рассмотрении результатов.

Такая процедура "узаконивания" и последующей постановки на баланс геологических и извлекаемых запасов нефти и газа тем более приемлема и удобна при непрерывности во времени процессов поисков, разведки и разработки месторождений. При этом появляется также возможность осуществления всего комплекса работ по подсчету геологических запасов, проектированию разработки, определению извлекаемых запасов и КИН одними и теми же организациями и даже одними и теми же коллективами исполнителей во главе со специалистами по технологии разработки нефтяных месторождений. Это дает большие преимущества в плане обеспечения последовательной преемственности результатов и повышения их надежности.

Существует мнение, что указанное ограничение функций ГКЗ может приводить на практике к принятию завышенных геологических запасов нефти. Такая опасность практически полностью исключается при указанной последовательной преемственности работ по оценке и промышленному освоению месторождений, а также высоком профессионализме специалистов, участвующих в процессе подсчета и апробации запасов и прежде всего - выделения коллекторов и неколлекторов в общем объеме пород.

Нет необходимости иметь в официальном обиходе такое множество КИН, называемых максимальными (народно-хозяйственными), минимальными (экономическими), промежуточными (договорными) и т.д., что может вносить лишь дополнительную путаницу и еще большую неопределенность. За основу должно быть взято указанное выше единственное значение КИН, рассчитанное в технологическом проектном документе. Другое дело, что при проектировании могут быть рассмотрены варианты, различающиеся не только технологией и техникой разработки месторождений и добычи нефти, но и объемами и динамикой налогов, сборов и платежей, применением соглашения о разделе продукции и т.д. Кроме того, ранее обоснованные значения КИН (как, впрочем, и величины геологических запасов нефти) со временем могут быть скорректированы в ту или иную сторону в последующих проектных документах (работах по подсчету геологических запасов нефти) в связи с возможными уточнениями и изменениями принятых геолого-физических и геолого-промысловых параметров и характеристик коллекторов и залежей, технологических и технических решений, экономических условий разработки месторождений и т.д.

Проблема несколько усложняется в случае появления значительного временного разрыва между подсчетом запасов нефти и газа и составлением проектного документа на разработку месторождения, что может быть связано прежде всего с отсутствием инвесторов и обусловлено, например, сложным строением и ограниченной продуктивностью коллекторов и залежей, тяжелыми природно-климатическими условиями и необустроенностью района расположения месторождения и т.д. Для получения по таким месторождениям какого-то представления о возможных величинах извлекаемых запасов нефти могут быть использованы в порядке исключения технологические КИН, определяемые экспертным путем.

Определенную тревогу вызывают заявления, что инвестор-недропользователь вправе в любой момент прекратить работы на месторождении. При этом внимание заостряется подчас лишь на экологической проблеме технически грамотной последующей ликвидации скважин, хотя здесь важнейший вопрос - эффективное завершение разработки месторождения в целом и достижение запроектированного КИН до ликвидации скважин. В этой связи не совсем понятна практика выдачи лицензий лишь на начальный период освоения месторождений, весьма ограниченный по сравнению с общим проектным сроком их эксплуатации.

Складывается впечатление, что инвестору-недропользователю создаются все условия для реализации его естественного желания получить в короткие сроки возможно большие добычу и прибыль, не заботясь особо о конечных результатах разработки месторождения. И в некоторых поступающих в ЦКР проектных документах такие стремления уже проявляются. Нужны срочные исправительные меры. Необходимо создание резервных фондов на продолжение нормальной эксплуатации месторождений после ухода инвесторов (включающих, естественно, и расходы на ликвидацию скважин), без передачи которых (фондов) инвесторы не должны иметь права на прекращение работ. Иначе в недалекой перспективе возможно появление в нарастающем числе оставленных инвесторами месторождений, в лучшем случае просто незавершенных разработкой, а в худшем - нерационально разрабатывавшихся (даже недоразведанных), с разубоженными запасами, экологически неблагополучных, которыми больше некому будет заниматься из-за отсутствия средств.

При оценке перспектив развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях) на тот или иной срок тоже, как правило, сначала осуществляется независимое вариантное рассмотрение отдельных месторождений, которые могут существенно отличаться по геолого-промысловым характеристикам, степени выработки запасов. На основе определенных по каждому из месторождений технологических и экономических показателей дальнейшей разработки устанавливаются рентабельные сроки их эксплуатации, опять-таки по динамике ТДПН, после чего путем суммирования по годам прогнозируется ожидаемая добыча нефти в заданный перспективный период по регионам (объединениям) в целом.

Но при таком подходе тоже может получиться, что эксплуатация недавно введенных или вновь вводимых в разработку месторождений, тем более отличающихся повышенной продуктивностью, в течение всего или большей части прогнозного периода будет характеризоваться высокими технико-экономическими показателями, в то время как достаточно истощенные месторождения должны будут выводиться из эксплуатации в рассматриваемый период. Другими словами, на одном и том же предприятии по одним месторождениям может прогнозироваться высокоэффективная, в том числе сверхприбыльная, эксплуатация (тем более при использовании в большой мере уже готовой инфраструктуры), а по другим - прекращение разработки в ближайшей перспективе.

Более правильным представляется применение того или иного варианта совместной оценки разработки всей группы месторождений с целью некоторого выравнивания по ним технико-экономических показателей, использования возникающих резервных возможностей по одним месторождениям для продления эксплуатации других и получения в конечном счете большего суммарного эффекта. Остается в силе и вопрос целесообразности того или иного применения НДПН как одного из определяющих параметров при прогнозных оценках. Следует также иметь в виду, что вывод из эксплуатации крупных месторождений может потребовать больших дополнительных затрат, в том числе вследствие возникновения серьезных социальных проблем и необходимости их решения.

Аналогично с применением элементов государственного регулирования могут решаться также вопросы оптимизации нефтедобычи по отрасли в целом, при определенной взаимной корректировке показателей эффективности по регионам, компаниям, предприятиям.

Заключение

В результате проведенной работы была построена и проанализирована геологическая модель пласта АС₉ Алехинского месторождения.

Анализируя построенные карты, можно на качественном уровне говорить об увеличении значений всех геологических параметров (мощностей песчаников, общей, нефтенасыщенных песчаников, коэффициентов пористости, песчанистости и проницаемости) от периферии к сводовым участкам пласта АС₉. Это, по моему мнению, можно объяснить условиями образования пласта в континентальных обстановках (озерных, русловых, пойменных), а также принадлежности рассматриваемой территории к структурам уплотнения на твердом фундаменте.

В результате проведенного корреляционного анализа по пласту АС₉ были выявлены следующие значимые парные зависимости: зависимости от общей мощности мощности песчаников (r=0.73) и мощности песчаников нефтенасыщенных(r=0.58),;зависимость от мощности песчаников мощности песчаников нефтенасыщенных (r=0.83) и коэффициента песчанистости (0,66); зависимость от мощности песчаников нефтенасыщенных коэффициента песчанистости (0,6); проницаемости от коэффициента пористости (0,72), а также обводненности от текущей добычи нефти (-0,77).

Каких-либо значимых связей коэффициента пористости и проницаемости с другими параметрами обнаружено не было. Вероятно фильтрационно-емкостные свойства зависят от вторичных процессов происходивших в пласте (воздействие водно-газовой среды со значительной агрессивностью).

Количественно значимой зависимости между геологическими и технологическими параметрами не было выявлено, хотя на качественном уровне проявляется тенденция увеличения в сводовых частях пласта текущих значений добычи жидкости и нефти, при одновременном снижении обводненности. Это можно объяснить тем, что пласт находится в данное время на последней стадии разработки, а следовательно большое влияние оказывает технология.

Исходя из выше сказанного, можно порекомендовать следующее в регулировании процесса разработки. Возможно проведение в скважинах с высокой обводненностью закачки химреагентов для изолирования высокопроницаемых пропластков, и следовательно ввод в процесс разработки менее проницаемых для отмыва остаточной нефти. Также можно произвести изолирование высокообводненных интервалов путем перестрела колонны в верхней части пласта. Скважины с максимальной обводненностью продукции перевести в фонд законсервированных. Вышеприведенные рекомендации по корректировке процесса разработки применимы к пласту АС₉ в целом. В реальной ситуации на производстве необходимо рассматривать каждую скважину в отдельности.

Список литературы

ГОСТ Р 50923 - 96 Дисплеи. Рабочее место оператора. Общие эргономические требования и требования к эргономической среде. Методы измерения.

ГОСТ 12.1.005-88, Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

Методические указания к составлению дипломного проекта для студентов специальности 0805 “Геология нефти и газа”. Сост. Дозорцев Р.Н., Галкин В.И., Бачурин Б.А., Пермь, ППИ, 1990

Перчик А.И. Организационно-правовой механизм освоения месторождений нефти и газа //Нефтяное хозяйство. - 1999. - №2.

“Проект разработки Алехинского месторождения”, СибНИИНП, 1994 г.

Сибаров Ю.Г. Охрана труда в вычислительных центрах. М.: Машиностроение, 1990.

“Технологическая схема разработки Алехинского месторождения”, СибНИИНП, 1981

Торговников Б.М. Проектирование промышленной вентиляции, 1983.

Размещено на Allbest.ru