CC BY
65
УДК 553.98.048+622.243
О.А. Волкова, Д.С. Лобанов, Т.Б. Поплаухина
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть», в г. Перми, Россия
УЧЕТ ПРИРОСТА ЗАПАСОВ ОТ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ЗАПАСОВ ПО МЕЖДУНАРОДНЫМ СТАНДАРТАМ
Актуальность работы состоит в учете проектов бурения боковых стволов как отдельных перспективных геолого-технических мероприятий при проведении ГЭОЗ для увеличения запасов нефти. В работе определены показатели, необходимые для составления проектов бурения БС, на основе фактических БС Павловского месторождения турнейской залежи. Составлены проекты бурения боковых стволов, рассчитаны ожидаемая добыча и экономическая эффективность данных проектов. Проведено сравнение проектов бурения БС и вертикальных скважин.
Ключевые слова: боковой ствол скважины, геолого-экономическая оценка запасов, прирост запасов.
O.A. Volkova, D.S. Lobanov, T.B. Poplauhina
Subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, Russia
THE RESERVES INCREASE ACCOUNT DUE TO WELL SIDE TRACKING IN PETROLEUM GEOLOGICAL AND ECONOMIC EVALUATION ACCORDING TO INTERNATIONAL STANDARDS
The features of well side tracking projects and possibility of its using for reserves increase in petroleum geological and economic evaluation according to international standards are discussed.
Keywords: well side tracking, petroleum geological and economic evaluation according to international standards, reserves increase.
В настоящее время на месторождениях Пермского края наблюдается возрастающая тенденция бурения боковых стволов (БС). БС учитываются в планах предприятий и в проектных документах, но при проведении геолого-экономической оценки запасов (ГЭОЗ) по международным стандартам БС не рассматриваются.
Цель работы - определение параметров для составления проектов бурения БС.
Для этого поставлены следующие задачи:
- анализ фактической работы БС;
- определение и обоснование параметров, необходимых для проектов бурения БС на основе фактических БС;
- составление проектов бурения БС;
- расчет ожидаемой добычи и экономической эффективности от проведения проектов бурения БС;
- сравнение результатов бурения вертикальных скважин и БС для ГЭОЗ.
В работе проведен анализ фактической работы 84 боковых стволов, пробуренных за период с 2007 по 2010 г. Из них 20 % (17 скважин) пробурены по причине низкойпродуктивности, 16 % (13 скважин)
- по причине обводненности скважин, 64 % (54 скважины) - одновременно по двум вышеназванным причинам. Начальные дебиты работы БС составили 11,4-21,6 т/сут. Средний дебит - 16,5 т/сут.
Согласно методике проведения ГЭОЗ, если БС пробурен в зоне разрабатываемых запасов (PDP) на тот же горизонт, что и основной ствол, то мероприятие называется «уплотняющее бурение» (INF-DRL БС). Если БС планируется пробурить в зоне неразрабатываемых запасов (не-PDP), то данное мероприятие считается бурением БС (DRL БС).
При анализе рассмотрено, в какую категорию пробурен БС. 73 скважины, или 87 %, пробурены в зоне категории PDP, 11 скважин (13 %) -в зоне категорий не-PDP.
Для составления проекта бурения БС необходимы следующие параметры:
1) начальные геологические запасы БС, определяемые объемным методом с учетом утвержденных подсчетных параметров и площади дренажа скважины по проектной сетке (тонны);
2) начальные извлекаемые запасы БС (тонны):
НИЗбс = НГЗбс • КИНЭкс;
3) КИНэкс - это коэффициент извлечения нефти, оцениваемый экспертно на основе фактической работы залежи (д.ед.);
4) степень выработанности залежи ß в зоне разработки (д.ед.);
5) темп годового падения добычи нефти Т, оцениваемый экспертно на основе фактической работы залежи (д.ед.);
6) экономический предел разработки залежи ЭП, учитывающий эксплуатационные затраты, цену на нефть, налог на добычу (т/сут);
7) входной дебит, определяемый по следующим формулам (т/сут):
а) для бурения:
Q = { НИЗбс [-Ln(1 - Т)]}/365 + ЭП,
б) для уплотняющего бурения:
Q = {НИЗбс(1 - ß)[-Ln(1 - Т)]}/365 + ЭП.
Из рассмотренных 73 скважин, пробуренных в зоне разработки категории PDP, в качестве примера выбраны 13 БС турнейской залежи Павловского месторождения.
Данные скважины приурочены к разным поднятиям, поэтому были выбраны конкретные очаги запасов (рис. 1):
- очаг №1 Улыкского поднятия (№ 944, 956, 985, 986),
- очаг №2 Павловского поднятия (№ 885, 1047),
- очаг №3 Южно-Павловского поднятия (№ 135, 136, 323, 729, 733, 734, 1013).
БС очага №1 работают с 2007 г., т.е. на протяжении 4 лет, БС очага №2 работают с 2008 г. (т.е. 3 года) и БС очага №3 - с 2009 г. (2 года).
Рис. 1. Фактические БС, Павловское месторождение, пласт Т
Степень выработанности залежи в определена как средняя по вы-работанности отдельных очагов:
в = бнак/НИЗ оча^
где Qнак - накопленная добыча нефти очага до момента бурения БС; НИЗочага - начальные извлекаемые запасы очага, рассчитанные по кривой падения исторической добычи с учетом прогнозного темпа ее падения до минимального рентабельного дебита (экономического предела).
Расчет НИЗочага осуществляется в программном продукте МБЯЛК Реер компании Schlumberger. При расчете кривой падения добычи в качестве базы обычно используются данные последних лет, в течение которых существовал относительно стабильный тренд (рис. 2).
Рис. 2. Расчет НИЗ очага в программном продукте MERAK Реер
Результаты расчета в по очагам: очаг 1 - 0,55, очаг 2 - 0,69, очаг 3 -
0,53. Среднеарифметическая степень выработанности по очагам турней-ской залежи Павловского месторождения равна 59 %, т.е. доля остаточных извлекаемых запасов составляет 41 %.
Аудиторская компания Miller and Lents, Ltd принимает степень выработанности пласта 0,75, т.е. считается, что уплотняющими скважинами можно извлечь дополнительно 25 % запасов [2]. Расчеты показали, что бурение БС на турнейской залежи Павловского месторождение проведено в зонах с большей долей остаточных запасов.
Определение экспертного КИН по очагам:
КИНочага = НИЗ
очага /НГЗочага,
где НИЗочага рассчитаны по кривой падения добычи; НГЗочага рассчитаны объемным методом с учетом утвержденных подсчетных параметров и проектной сетки 500 х 500 м.
Проведем анализ КИН для нашей залежи, рассчитанных или найденных разными способами:
Очаг КИНочага КИНРОР КИНадапт КИНаналог КИНбаланс
1 0,154 0,227 0,243 0,306 0,353
2 0,244 0,227 0,243 0,306 0,353
3 0,169 0,227 0,243 0,306 0,353
где КИН очага - КИН, рассчитанный по вышеприведенной формуле;
КИНРОР - КИН, категории РБР Павловского месторождение, пласт Т, принятый в официальном аудите запасов на 1.01.2011 г.;
КИНадапт - КИН, адаптированный для Пермского региона, рассчитан по формуле [4];
КИНаналог - КИН, усредненный по аналогичным турнейским залежам Башкирского свода (26 залежей);
КИНбаланс - КИН, принятый на госбалансе (ф-60Я) для Павловского месторождения, пласт Т.
Усредненные значения КИН по очагам 1,2,3 составили соответственно 0,253; 0,271; 0,256. Отсюда усредненное значение КИН по залежи равно 0,260.
Определение темпа годового падения добычи нефти. Темп падения добычи - это скорость годового сокращения добычи нефти по мере истощения залежи или кривые падения дебита по скважине или объекту разработки [1].
Предложены 3 способа оценки темпа:
1) по формуле как отношение разницы годовой добычи нефти между прошлым и настоящим годами (Qi - Qi+1) к добыче нефти за прошлый год Qi в процентах:
Т = (а, - Qi+l)/Qi • 100 %.
Результаты расчета
Очаг Время работы скв., лет Число скважин Средний Т, %
1 4 4 16,8
2 3 2 17,8
3 2 7 21,7
Средний по всем очагам темп составил 18,6 %;
2) по кривым падения добычи на основе фактической работы скважин (рис. 3):
Data Y Time | Cum P/2 Economics ~Y Report ]____________________________________________________________________________________________________________I «I ► I
I LPN_203_PDP_PDP_P_0985 ({D96682DF-27D6-4895-9011-ECF4E65C5B7B}) Data: Jun. 1 995-Dec.2010 |
Operator: Neftepromysel 1 Monthly Oil FC1 (Rate-Time) Production Cums
Field: Pavlovskoe Qi: 0.817296 MSTB, 2011-01 Oil: 49.1759 MSTB
Zone: T Qf: 2.30263e-007 MSTB, 2087-09 Gas: 19.5322 MMSCF
Type: Oil Di(Exp): 14% CTD: 49.1759 MSTB Water: 6.05611 MSTB
Group: None RR: 65.0263 MSTB Tot: 114.202 MSTB Cond: 0 MSTB
Рис. 3. Очаг 1, скв.985, темп падения добычи Т = 14 %
Результаты расчета
Очаг Средний Т, %
1 15,2
2 13,5
3 20,9
В этом случае средний темп по всем очагам составляет 16,5 %;
3) по средним дебитам работы скважин очагов за первый год работы, НИЗ очагов и ЭП, исходя из формулы:
Q = {НИЗБС(1 - Р)[-Ьи(1 - Т)]}/365 + ЭП.
Результаты расчета
Очаг Ср.дебиты скв., т/сут Средний Т, %
1 8,3 17
2 8,7 20,2
3 6,1 25
Средний темп составил 20,4 %.
Так, при составлении проекта бурения БС мы можем принять
прогнозный темп годового падения добычи нефти Тэкс = 18 %.
Для составления проектов бурения БС выбрана турнейская залежь Павловского месторождения, на которой есть факт бурения БС и план бурения в проектном документе [3, 4]. Это бурение БС в скважинах 242, 884, 531, 272 соответственно в 2012, 2012, 2014 и 2014 гг. (рис. 4).
Рис. 4. Расположение проектных БС,
Павловское месторождение, пласт Т
При подготовке исходной информации для проектов бурения БС определены:
1. НГЗ БС, рассчитанные объемным методом с учетом утвержденных подсчетных параметров и проектной сетки:
НГЗ (скв.242) = 54,072 тыс. т,
НГЗ (скв.531) = 127,013 тыс. т,
НГЗ (скв.272) = 134,813 тыс. т,
НГЗ (скв.884) = 203,160 тыс. т.
2. НИЗ БС при КИН экс = 0,260, причем для скв. 884 (попадающей в категорию PDP) дополнительно учитывалась степень вырабо-танности пласта ß:
НИЗ (скв.242) = 14,060 тыс. т,
НИЗ (скв.531) = 33,020 тыс. т,
НИЗ (скв.272) = 35,050 тыс. т ,
НИЗ (скв. 884) = 52,822(1 - 0,59) = 21,650 тыс. т.
3. Темп падения добычи Тэкс = 18 %.
4. Экономический предел ЭП = 0,9 т/сут (принят по экономике аудита на 1.01.2011 г.).
На основе этих данных рассчитаны входные дебиты для проектных БС:
Q (скв.242) = 8,6 т/сут,
Q (скв.531) = 18,9 т/сут,
Q (скв.272) = 20,0 т/сут,
Q (скв.884) = 12,7 т/сут.
Далее в программе PEEP произведен расчет эффективности проектов бурения БС. Для сравнения рассчитаны проекты бурения вертикальных скважин, капитальные затраты которых значительно выше. Результаты расчета приведены в таблице.
Результаты расчета
Мероприятие Начало проведения мероприятия, год НИЗ на скв., тыс. т/скв Стоимость мероприятия, тыс. долл./меропр. Недис-конт. поток наличности, тыс. долл. Дисконт. поток наличности при ставке дисконта 10 %, тыс. долл.
БС 531 2014 33,02 807 2870 1918
БС 272 2014 35,05 2634 1750
БС 884 2012 21,65 1269 773
БС 242 2012 14,06 463 185
Верт 531 2014 33,02 1567 2110 1158
Верт 272 2014 35,05 1874 990
Верт 884 2012 21,65 509 13
Верт 242 2012 0 -297 -575
Таким образом:
• При бурении скважин боковыми стволами все проекты рентабельны, суммарные запасы = 103,78 тыс. т, их стоимость = 4626 тыс. долл.
• При бурении скважин вертикальными стволами рентабельными остаются 3 проекта, при этом суммарные запасы = 89,72 тыс. т, их стоимость = 2161 тыс. долл.
• Дополнительная прибыль при бурении БС по сравнению с вертикальными стволами составляет 2465 тыс. долл.
В настоящей работе определены и обоснованы параметры, необходимые для составления проектов бурения БС для ГЭОЗ, на основе фактических БС Павловского месторождения турнейской залежи:
- начальные геологические запасы БС;
- экспертный КИН, необходимый для расчета извлекаемых запасов на скважину (КИНэкс = 0,260);
- начальные извлекаемые запасы БС;
- степень выработанности пласта (в = 0,59);
- экспертный темп годового падения добычи нефти (Тэкс = 18 %);
- экономический предел (ЭП = 0,9 т/сут);
- входной дебит.
Составлены проекты бурения боковых стволов, рассчитаны ожидаемая добыча и экономическая эффективность данных проектов. Проведено сравнение проектов бурения БС и вертикальных скважин.
В дальнейшем авторами планируется составить проекты бурения БС и оценить их эффективность для месторождений, на которых проводится бурение БС и проектные документы которых планируют бурение БС: Батырбайское, Уньвинское, Шагиртско-Гожанское.
Библиографический список
1. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1975.
2. Методические рекомендации по выполнению аудита запасов с использованием программных продуктов Merak (Peep). - Москва, Schlumberger, 2001.
3. Технологическая схема разработки Павловского газонефтяного месторождения / ООО «ПермНИПИнефть». - Пермь, 2006.
4. Коэффициент извлечения нефти: расчет и реальность / Т.Б. Поплаухина, И.В. Якимова, Т.Н. Матвейкина, А.И. Савич // Геология, геофизика. - 2005. - №8.
References
1. Grishin F.A. Industrial assessment of the gas and oil fields. - M.: Nedra, 1975.
2. Guidelines for the implementation of audit resources for using the software Merak (Peep). - Moskva, Schlum-berger, 2001.
3. Technologial schmene of Tekhnologicheskaya skhema Pav-lovskogo oil and gas fields / Subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «Perm-NIPIneft». - Perm, 2006.
4. Recovery factor: calculation and reality (Subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft») Poplaukhina T.B., Yakimova I.V., Matve-jkina T.N. Savich A.I. // «Geology, geophysics». - 2005. - №8.
Об авторах
Волкова Ольга Аркадьевна (Пермь, Россия) - инженер 3 категории отдела геолого-экономической оценки запасов филиала ООО «ЛУ-КОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, e-mail: [email protected]).
Лобанов Дмитрий Сергеевич (Пермь, Россия) - инженер 2-й категории отдела геолого-экономической оценки запасов филиала ООО «ЛУ-КОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, e-mail: [email protected]).
Поплаухина Татьяна Борисовна (Пермь, Россия) - начальник отдела геолого-экономической оценки запасов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29).
About the authors
Volkova Olga Arkad’evna (Perm, Russia) - 3 category engineer of petroleum geological and economic evaluation department, a subsidiary of «LUKOIL-Engineering», «PermNIPIneft» in Perm (614 066, Perm, ul. the Soviet Army, 29, e-mail: [email protected]).
Lobanov Dmitry Sergeevich (Perm, Russia) - 2 category engineer of petroleum geological and economic evaluation department, a subsidiary of «LUKOIL-Engineering», «PermNIPIneft» in Perm (614 066, Perm, ul. the Soviet Army, 29, e-mail: [email protected]).
Poplauhina Tatyana Borisovna (Perm, Russia) - Head of petroleum geological and economic evaluation department, a subsidiary of «LUKOIL-Engineering», «PermNIPIneft» in Perm (614 066, Perm, ul. the Soviet Army, 29).
Получено 14.03.2012
