CC BY
9
УДК 551.01
Е.А.МОСКОВЦОВА, Н.В.ДЕВЯТКОВА
Пермский государственный технический университет
ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ И ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ НА КОЛВИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
Рассмотрен комплекс геологических, геолого-статистических и экономических параметров, обосновывающих эффективность проведения глубокого поискового бурения на нефть и газ на восточном участке Пермского края - Колвинской площади.
The paper studies complex geological, geo-statistical and economic parameters determining efficiency of deep-hole prospecting drilling for oil-and-gas on the eastern site of the Perm-Kolvinskaya Area.
Для изучения геологического строения Колвинской площади (см. рисунок) были использованы данные по анализу всей имеющейся ранее и вновь полученной в результате проведения сейсмических исследований по технологии 3D геолого-геофизической информации. Следует отметить недостаточную изученность площади поисково-разведочным бурением: его плотность составляет 0,035 скважин на 1 км .
В пределах площади исследований открыты Ширяевское (Верх-Шомашская струк-
Расположение участка работ
тура) и Усть-Долгинское (одноименная структура) месторождения нефти и газа. Помимо перечисленных в пределах площади исследований расположены Восточно-Долгинская, Профильная, Долгая и Усть-Симская (южный склон) структуры.
Колвинская площадь расположена в восточной части Соликамской впадины. В разрезе площади выделяется слой некондиционных калийных солей, обеспечивший хорошую сохранность залежей. Структуры выделены сейсморазведкой по отражающим горизонтам Пп, 1п, Ак. Вверх по разрезу отмечается соответствие отражающих горизонтов с частичным выполаживанием структур. Все структуры приурочены к рифоген-ным постройкам верхнедевонско-турней-ского возраста и к структурам их облекания.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, промышленная нефтеносность на Колвинской площади установлена в верхнедевонско-турнейских и в нижне-среднекаменноугольных карбонатных отложениях. В связи с тем, что на Верх-Шомашском поднятии выделена турне-фаменская пластово-массивная нефтяная залежь (Т-Фм), спрогнозированы аналогичные залежи нефти в пределах Усть-Долгинской, Восточно-Долгинской, Профильной и Долгой структур. Башкирско-серпуховская пластово-сводовая залежь
Параметры нефтегазоносности структур
Название структуры Класс структуры Рн ру Р * ср Рсб Рг Zи Zн Z ин Р^ин)
Ширяевская* Экзамен 0,06 0,83 3,00 0,05 0,44 1,096 0,625 0,961 0,781
Усть-Долгинская* » 0,03 0,73 2,48 0,06 0,48 0,676 0,704 0,560 0,694
Усть-Симская* » 0,05 0,78 2,74 0,05 0,42 0,888 0,767 0,752 0,738
Восточно-Долгинская Прогноз 0,04 0,75 2,53 0,06 0,047 0,762 0,666 0,644 0,714
Профильная » 0,05 0,77 2,65 0,06 0,46 0,845 0,628 0,725 0,732
Долгая » 0,05 0,78 2,72 0,06 0,45 0,885 0,663 0,760 0,739
* Установленная нефтегазоносность
(Бш-Срп) открыта на Верх-Шомашском (получены промышленные притоки газа) и Усть-Долгинском (нефтяная) поднятиях. На Усть-Долгинском поднятии залежь является водоплавающей. На Восточно-Долгинской, Профильной и Долгой структурах, имеющих аналогичное строение, также прогнозируются водоплавающие нефтяные залежи.
Суммарные извлекаемые перспективные ресурсы углеводородов (УВ) категории С3 подсчитаны на следующих прогнозных объектах: Усть-Долгинском (пласт Т-Фм), Восточно-Долгинском, Профильном и Долгом - и составляют: нефти - 1566 усл.ед., растворенного газа - 341 усл.ед.
Геолого-статистическое обоснование проведения глубокого бурения на площади проведено с использованием параметров, учитывающих генерационно-миграционно-аккумуляционно-консервационные условия нефтегазообразования, а также степень изученности территории (плотность сейсморазведки и структурного бурения). Геолого-статистическая оценка вероятности нефтеносности структур производилась по методике, описанной в работах [1, 2]. Для расчета вероятности нефтеносности по каждой структуре (в том числе и для структур с установленной нефтеносностью) были вычислены параметры, характеризующие степень изученности (Ру, Рср, Рсб) и аккумуляционно-генерационный потенциал (Рн, Рг) территории (см. таблицу). Затем по построенным уравнениям регрессии был вычислен параметр Zи, характеризующий степень изученности территории, и параметр Zн, характеризующий степень нефтеносности территории, а в дальнейшем - комплексный пара-
метр Zвa. Итогом всех расчетов является вероятность нефтеносности структуры Р^ин), вычисленная по регрессионной модели, построенной для территории Соликамской депрессии:
= 0,552 + + 0,265 Zин - 0,011 ZЯ - 0,017 Z3í .
Согласно расчетам, все прогнозные структуры характеризуются значениями вероятности примерно равными 70-75 %. Структуры с установленной нефтеносностью (экзамен) имеют примерно ту же вероятность. Все это позволяет в полной мере ожидать наличие залежей УВ в подготовленных структурах.
Для примера геолого-экономического обоснования проведения геолого-разведочных работ на площади были подсчитаны экономические показатели Профильной структуры. Для расчетов использована аналого-статис-тическая методика [3], которая широко применяется для расчета технологических показателей по объектам, находящимся на ранней стадии разработки. В Пермском крае накоплен большой опыт разработки нефтяных месторождений, имеющих различные геолого-физические свойства продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, поэтому использование аналого-статистических методик научно обосновано.
Капитальные вложения на освоение площади включают в себя затраты на бурение поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин, строительство объектов нефтепромыслового обустройства и оборудование, не входящее в сметы стро-
- 23
Санкт-Петербург. 2009
ек. При расчетах капитальных вложений на бурение исходили из стоимости 1 м и заданного объема проходки.
Эксплуатационные затраты включают ежегодные расходы энергии на механизированную добычу нефти, затраты на сбор, транспортировку и подготовку продукции скважин, на содержание и эксплуатацию оборудования, на оплату труда рабочих.
Все расчеты велись в базовых ценах 2000 г., затем пересчитывались с учетом индекса удорожания на II квартал 2007 г. По Профильной структуре вариант разработки следующий: общий фонд скважин - 10, в том числе 1 - поисковая, 9 - эксплуатационных. Общий объем бурения - 24,5 тыс.м. Разработка залежей ведется за счет упруго-водонапорного режима и газовой шапки.
Проектный уровень добычи достигается на второй год после введения залежи в эксплуатацию и составляет 9,3 % от утвержденных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня по нефти -2 года. Основной период разработки составляет 18 лет. Срок разработки структуры -52 года. Достигаемый конечный коэффициент извлечения нефти 0,2.
Оценка экономической эффективности Профильной структуры (нефтяные залежи) показала, что за рассматриваемый период (52 года) добыча нефти составит 423 усл.ед., добыча попутного газа - 120,96 усл.ед. Ка-
Научный руководитель доц. И.А.Козлова
питальных вложений для освоения объекта потребуется 447,27 млн руб., в том числе 67,89 млн руб. на освоение природных ресурсов. Текущие затраты составят 1103,69 млн руб. Суммарный дисконтированный поток наличности достигает 96,69 млн руб. Срок окупаемости проекта составляет 7 лет.
Таким образом, результаты геолого-статистической и геолого-экономической оценок показывают, что вероятность существования залежей в подготовленных структурах высока (70-75 %), постановка глубокого бурения экономически рентабельна. Поэтому проведение глубокого поискового бурения на Колвинской площади является целесообразным и высокоэффективным.
ЛИТЕРАТУРА
1. Громека В.И. Основные черты геологического строения, развития и нефтегазоносности средней части Предуральского краевого прогиба / В.И.Громека, В.М.Свищев // Геология и нефтегазоносность Приуралья и западного склона Урала. М.: Недра, 1976. С.31-35.
2. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И.Галкин, А.В.Растегаев, С.В.Галкин, В.Л.Воеводкин // Наука -производству. 2006. № 1. С.1-6.
3. Распопов А.В. Программа экспресс-расчета технологических показателей разработки залежей нефти аналого-статистическим методом / А.В.Распопов, М.П.Филонов // Информационный листок / Пермский ЦНТИ. 1996. № 282. 96 с.
