отчет о научно-исследовательской работе

Министерство образования и науки Российской Федерации
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
(ПГТУ)
УДК 553.98 552.01 578.2 622.27
№ госрегистрации 01200959844
Инв.№
УТВЕРЖДАЮ
Проректор по науке и
инновациям,
д-р. техн. наук, проф.
__________В.Н.Коротаев
«___»__________ 2011г.
ОТЧЕТ
О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ
4 этап
В рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры
инновационной России» на 2009-2013 годы
гос.контракт № 02.740.11.0039 от 15.06.2009г.
по теме:
НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО И ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОГО
СОВМЕСТНОГО ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И КАЛИЙНО-МАГНИЕВЫХ СОЛЕЙ В
ПЕРМСКОМ КРАЕ
(промежуточный, этап № 4)
Руководитель НИР,
д.г-м.н., профессор
______________
Пермь 2011
В.И. Галкин
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Руководитель темы,
д.г.-м.н., профессор
___________________ В.И. Галкин (введение, раздел 4.2,
заключение)
подпись, дата
Исполнители темы:
Д.г.-м.н., профессор
____________________ А.В. Растегаев (раздел 4.2)
подпись, дата
Д.г.-м.н., профессор
____________________ С.В. Галкин (раздел 4.3)
подпись, дата
К.т.н., профессор
____________________ Г.М. Толкачев (разделы 4.4)
подпись, дата
Д.т.н., профессор
____________________ Ю.А.Кашников (раздел 4.3, 4.4)
подпись, дата
Д.т.н., профессор
____________________ С.Г.Ашихмин (раздел 4.3, 4.4)
подпись, дата
К.г.-м.н., доцент
____________________ И.А.Козлова (раздел 4.2)
подпись, дата
К.г.-м.н., м.н.с.
____________________ С.Е. Башкова (раздел 4.2)
подпись, дата
К.г.-м.н., ст.пр.
____________________ И.С. Путилов (раздел 4.1)
подпись, дата
К.т.н., н.с.
____________________ И.А. Акимов (раздел 4.1)
подпись, дата
К.т.н., доцент
___________________
подпись, дата
Л.Ю.Левин (раздел 4.2)
Ст.пр.
___________________
С.Н.Кривощеков (введение,
раздел 4.2, 4.4)
подпись, дата
Аспирант
___________________
подпись, дата
А.А.Ефимов (раздел 4.4)
К.т.н., доцент
___________________
подпись, дата
Г.П.Хижняк (раздел 4.1)
Ассистент, аспирант
___________________ Н.А. Филькина (раздел 4.2)
подпись, дата
2
Ассистент
___________________
подпись, дата
В.В.Поплыгин (раздел 4.1)
Ассистент, аспирант
___________________
подпись, дата
Д.В.Шустов (раздел 4.3)
Студент гр. ГНГ-07-2
___________________ О.А.Мелкишев (раздел 4.2)
подпись, дата
Студент гр. ГНГ-06-1
___________________ К.С.Севонькаева (раздел 4.2)
подпись, дата
Студент гр. ГНГ-09-1
___________________ М.О.Катаев (раздел 4.2)
подпись, дата
Студент гр. ГНГ-08-2
___________________ А.А.Ковалева (раздел 4.2)
подпись, дата
Нормоконтролер
3
РЕФЕРАТ
Отчет 126 с., 1ч., рис. 29 табл. 27, источников 37
Нефть, калийно-магниевые соли, комплексное освоение минеральных
ресурсов, технико-экономическое обоснование, расчет вариантов разаботки,
экологические последствия.
Объект
исследования
–
территориально
совмещенные
нефтяные
месторождения и ВКМКС, совместная разработка которых должна быть проведена в
условиях эффективности и экологической безопасности.
Цель работы – оценка возможности разработки нефтяных месторождений под
толщей калийно-магниевых солей при условии обеспечения эффективного и
экологически безопасного освоения минеральных ресурсов Соликамской впадины;
применение научно-практических результатов НИР в научных исследованиях
студентов, аспирантов и молодых ученых.
В результате проведенных исследований в рамках 4 этапа Выполнено
технико-экономическое обоснование освоения месторождений нефти на территории
ВКМКС; разработан программный продукт PrognozRNM для экспресс-оценки
показателей разработки залежей нефти месторождений ВКМКС; проведен анализ
экологических последствий совместной разработки калийных солей и нефтяных
залежей в Березниковско-Соликамском районе Пермского края; установлено
отсутствие
значимых
экологических
последствий
освоения
нефтяных
месторождений на территории ВКМКС; разработан пример освоения типового
месторождения нефти в контуре запасов калийных солей, обеспечивающий
минимальные потери солей в целиках; проведены лабораторные исследования
студенческими научными коллективами.
4
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Обозначения и сокращения
7
Введение
9
4.1. Технико-экономическое обоснование освоения месторождений
нефти и перспективных структур на территории ВКМКС и оценка
возможных технологических вариантов комплексного освоения недр,
обеспечивающих сохранность балансовых запасов солей
Верхнекамского месторождения и эффективную разработку нефтяных
залежей
10
4.1.1. Технико-экономическое обоснование освоения месторождений
нефти и перспективных структур на территории ВКМКС
10
4.1.1.1 Разработка методики оценки показателей разработки при
освоении месторождений ВКМКС
11
4.1.1.2. Результаты оценки показателей разработки при обосновании
освоения месторождений ВКМКС
19
4.1.1.3. Патентный обзор способов прогнозирования показателей
разработки при обосновании освоения месторождений ВКМКС
28
4.1.2. Оценка возможных технологических вариантов комплексного
освоения недр, обеспечивающих сохранность балансовых запасов
солей Верхнекамского месторождения и эффективную разработку
нефтяных залежей
30
4.2. Анализ экологических последствий совместной разработки
калийных солей и нефтяных залежей в Березниковско-Соликамском
районе Пермского края
52
4.2.1. Масштабы техногенного воздействия калийных предприятий
54
4.2.2 Масштабы техногенного воздействия нефтедобывающих
предприятий
66
5
4.3. Разработка примера освоения типового месторождения нефти на
территории ВКМКС, обеспечивающего минимальные потери солей в
целиках
77
4.3.1. Разработка примера освоения типового месторождения нефти на
территории ВКМКС
77
4.3.2. Расчет потерь калийных солей в целиках под нефтяные скважины
на месторождении им. Архангельского
94
4.4 Выполненные студенческими научными коллективами анализа
лабораторных исследований. Разработка заданий на дипломное
проекирование (работы, выполненные за счет внебюджетных средств)
99
Заключение
119
Список использованных источников
122
6
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ВКМКС – Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей
НОЦ – научно-образовательный центр
НГЗ – начальные геологические запасы нефти
НИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти
ИП – инвестиционный проект
ЧДД – чистый дисконтированный доход
ВНД – внутренняя норма доходности
ИД – индекс доходности инвестиций
СО – срок окупаемости
ГТМ – геолого-технические мероприятия
НДС – налог на добавленную стоимость
ДП - денежный поток
ДДП – дисконтированный денежный поток
ППД – система поддержания пластового давления
ПЦТ – породы пестроцветной толщи
ТКТ – терригенно-карбонатной толща
СМТ – соляно-мергельная толща
ОБР – отработанный буровой раствор
БСВ – буровые сточные воды
БШ – буровой шлам
ПДК – предельно-допустимая концентрация
ГС – горизонтальные скважины
БС – боковой ствол
КИН – коэффициент извлечения нефти
7
ГИС – геофизические исследования скважин
РПЦТМ – расширяющийся портландцементный тампонажный
РМФТМ – расширяющийся магнезиально-фосфатный тампонажный атериал
РМФТМ-МКП – расширяющийся магнезиально-фосфатный тампонажный материал
для цементирования межколонного
НЕГР – нестабилизированный естественный глинистый буровой раствор
ПСБР – полисолевой буровой раствора
ХМФБР – хлормагниево-фосфатный буровой раствор
8
ВВЕДЕНИЕ
В
данном
отчете
изложены
результаты
работ
по
четвертому
(промежуточному) этапу исследований в рамках выполнения государственного
контракта № 02.740.11.0039 от 15.06.2009г.
по теме: «Научное обоснование
эффективного и экологического безопасного совместного освоения ресурсов нефти
и калийно-магниевых солей в Пермском крае».
Работы по данному этапу предусматривали:
- технико-экономическое обоснование освоения месторождений нефти и
перспективных структур на территории ВКМКС;
- оценку возможных технологических вариантов комплексного освоения недр,
обеспечивающих сохранность балансовых запасов солей ВКМКС и эффективную
разработку нефтяных залежей;
- анализ экологических последствий совместной разработки калийных солей
и нефтяных залежей;
- разработку примера освоения типового месторождения нефти на территории
ВКМКС, обеспечивающего минимальные потери солей в целиках;
- проведение лабораторных испытаний и анализов студенческими научными
группами в рамках основных направлений НОЦ.
Наименование разрабатываемой продукции на 4 этапе: алгоритм обоснования
временной
последовательности
освоения
рассматриваемых
видов
полезных
ископаемых на участках с промышленными категориями запасов калийных солей
при максимальной экономической эффективности.
Результаты четвертого этапа работ будут положены в основу выполнения
дальнейших задач по контракту.
9
4.1.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ
И
ОБОСНОВАНИЕ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ
ОСВОЕНИЯ
СТРУКТУР
НА
ТЕРРИТОРИИ ВКМКС И ОЦЕНКА ВОЗМОЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ВАРИАНТОВ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ НЕДР, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ
СОХРАННОСТЬ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ СОЛЕЙ ВЕРХНЕКАМСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И
ЭФФЕКТИВНУЮ
РАЗРАБОТКУ
НЕФТЯНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ
4.1.1. Технико-экономическое обоснование освоения месторождений
нефти и перспективных структур на территории ВКМКС
За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского
края накоплен большой опыт разработки залежей, имеющих различные геологофизические свойства коллекторов и пластовых нефтей, строение пластов и
реализуемые системы разработки. Это создает основу для широкого применения
различных
статистических
моделей
экспресс-оценки
динамики
изменения
технологических показателей разработки эксплуатационных объектов [1, 2].
В настоящее время в Пермском крае для территорий с интенсивной
разбуренностью наблюдается снижение эффективности поисков месторождений
нефти, что связано, в том числе, с введением в поисковое бурение преимущественно
малоразмерных поднятий. В тоже время для территории ВКМКС при разбуривании
первоочередного
фонда
перспективных
поднятий
прогнозируемый
прирост
извлекаемых запасов промышленных категорий составляет около 26 млн тонн.
Наиболее перспективными объектами поисков для территории ВКМКС являются
Пашковская, Легчимская и Ростовицкая структуры, глубокое бурение на которых
возможно уже в ближайшие годы.
Анализ структуры запасов разрабатываемых месторождений показывает, что на
каждом вновь открываемом месторождении наиболее вероятно открытие трех типов
эксплуатационных объектов: в карбонатных башкирских отложениях (пласт Бш), в
терригенных визейских отложениях (пласты Тл-Бб-Мл), в карбонатных турнефаменских отложениях (пласты Т-Фм).
10
Основанием для выделения эксплуатационных объектов является опыт
разработки длительно разрабатываемых месторождений севера Пермского края:
Уньвинского, Юрчукского, Сибирского, Шершневского, Озерного, Логовского.
Нефтяные пласты месторождений представляют собой сложные гидродинамические
системы, неоднородные по пористости и проницаемости. Вязкости нефтей для
большинства объектов данной группы невысокие и не превышают 2-5 мПа·с.
С учетом этого, автором разработана методика для прогнозирования
показателей разработки нефтяных залежей, реализованная в виде программы
PrognozRNM, которая позволяет выполнять прогноз для всего Пермского региона и
полностью настроена, к настоящему времени, на месторождения ВКМКС [3].
4.1.1.1 Разработка методики оценки показателей разработки при освоении
месторождений вкмкс
Программный продукт PrognozRNM разработан с целью оперативного расчета
проектных показателей нефтяных месторождений в ПГТУ. Исходной информацией
для прогнозных расчетов в программе PrognozRNM являются эффективная
нефтенасыщенная толщина h, пористость Кп, проницаемость kо, вязкость пластовой
нефти µн, плотность пластовой ρпл и дегазированной нефти ρдег, газосодержание
пластовой нефти G, начальное пластовое давление Рпл0, давление насыщения Рнас,
начальная продуктивность добывающих скважин Кпрод0, геологические запасы нефти
НГЗ, извлекаемые запасы нефти НИЗ, значения забойных давлений Рз, порядок
ввода добывающих и нагнетательных скважин по годам. При отсутствии полной
информации в программу заложены возможности использования осредненных
величин геолого-физических характеристик, установленные для выбранного района
нефтедобычи.
Результатом
экспресс-оценки
являются
статистическое
распределение
начальных дебитов скважин по нефти и жидкости, прогноз во времени динамики
выбытия фонда скважин, прогноз обводнения продукции добывающих скважин,
оценка продуктивности добывающих скважин при изменении термодинамических и
пластовых условий, прогноз добычи нефти и попутного газа. По результатам
11
прогноза динамики показателей в программе PrognozRNM строится график
разработки залежи.
В работах [4-6] для условий эксплуатационных объектов Пермского края
установлено, что наибольшее влияние на начальный дебит скважин по жидкости Qжо
оказывают
эффективная
нефтенасыщенная
толщина,
пористость,
вязкость
пластовой нефти, начальное пластовое давление Рпл0. Начальный дебит скважин по
жидкости Qжо можно представить многомерной статистической зависимостью вида:
Qжо =А + Ар(
) + Аµµн + Аhh + Аm Кп + Аkk + Аj(k/µн)
(4.1.1.1.1)
Коэффициенты А, Ар, Аµ, Аh, Аm, Аk, Аj определяются для конкретных
геолого-технологических условий разработки. В условиях эксплуатационных
объектов на территории Предуральского краевого прогиба установлены следующие
значения коэффициентов:
а) для башкирских отложений: А=2,2; Ар=11,8; Аµ=-2,5; Аh=0,57; Аm=0,83,
Аk=0, Аj=0;
б) для визейских отложений: А=25,6; Ар=0, Аµ=0, Аh=0,80; Аm=0, Аk=0,
Аj=0,016;
в) для турнейско-фаменских отложений: А=16,0; Ар=0; Аµ=-2,4; Аh=1,79;
Аm=0,83, Аk=0,11; Аj=0.
На
основе
многомерных
зависимостей
построены
статистические
распределения по отклонению расчетного начального дебита скважин от
фактического для башкирских (рисунок 4.1.1.1.1), визейских (рисунок 4.1.1.1.2) и
турне-фаменских отложений (рисунок 4.1.1.1.3). Закономерный вид полученных
статистических распределений свидетельствует об удовлетворительной оценке
начальных дебитов по приведенным многомерным моделям.
На основе истории разработки залежей проанализировано распределение
числа добывающих скважин в зависимости от начальных дебитов по жидкости в
интервалах 0…10; 10…20; 20…30; 30…40; 40…50 и более 50 м3/сут. Для
башкирских, визейских и турне-фаменских залежей установлены интервалы Qжо с
максимальной частотой их встречаемости (моды величин Qжо). На рисунке 4.1.1.1.4
12
приведен пример статистического распределения Qжо для ряда башкирских
эксплуатационных объектов.
Рисунок 4.1.1.1.1 - Распределение отклонения расчетных и фактических дебитов для
башкирских объектов (по 125 скважинам)
Рисунок 4.1.1.1.2 - Распределение отклонения расчетных и фактических дебитов для
визейских объектов (по 106 скважинам)
Рисунок 4.1.1.1.3 - Распределение отклонения расчетных и фактических дебитов для
для турнейско-фаменских объектов (по 85 скважинам)
13
Построение
функции
распределения
величин
Qжо
в
программе
осуществленопутем снижения плотности распределения от их модальных значений
по закону нормального распределения.
При
анализе
работы
нагнетательных
скважин
установлено,
что
их
приемистость в основном определяется проницаемостью коллектора и может быть
описана функцией Qпр=f(k0).
Рис.4.1.1.1.4 - Статистическое распределение начальных дебитов жидкости для
башкирских объектов
Коэффициент начальной продуктивности скважин можно оценить с помощью
формулы Дюпюи
К
прод0

2πkh
1
,
r
μ
ж
ln к  S
r
c
(4.1.1.1.2)
где rc принят равным 0,1 м; Rк – половина расстояния между забоями скважин; µж –
динамическая вязкость жидкости; k – фазовая проницаемость коллектора по
жидкости.
Расчеты по конкретным залежам показали существенные несоответствия
прогнозной и фактической продуктивности, что связано, в основном, с высокими
погрешностями в оценке фазовых проницаемостей скважин. С учетом этого для
14
оценки Кпрод0 в программе PrognozRNM реализован другой алгоритм. Пользователю
предлагается ввести в соответствующем окне Кпрод0, при этом программа
рекомендует значение исходя из местоположения месторождения и типа
эксплуатационного объекта, с учетом нефтенасыщенной толщины и вязкости нефти.
Текущая продуктивность скважин по жидкости определяется по зависимости
Кпрод =Кпрод0 kв kг
(4.1.1.1.3)
где kв и kг – коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по
жидкости
соответственно при фильтрации воды и нефти, жидкости и газа. Эти
коэффициенты оцениваются на основе осредненных зависимостей относительных
фазовых проницаемостей от водо- и газосодержания коллектора и описываются
зависимостями (формула 4.1.1.1.4) и (формула 4.1.1.1.5), для которых значение
водосодержания принимается равным обводненности продукции добывающих
скважин w:
kв = f (w)
(4.1.1.1.4)
kг = f (Gпзп),
(4.1.1.1.5)
Доля свободного газа в пределах призабойной зоны
Gпзп =
V
пл ,
VПЛ  1
(4.1.1.1.6)
где Vпл – объем свободного газа, приходящийся на 1 м3 нефти при
среднеарифметическом давлении в призабойной зоне пласта
Vпл=
0,1(G -   Р
Р ЗАБ
)
заб ,
(4.1.1.1.7)
где α – коэффициент растворимости газа в нефти.
α=
G
(Р НАС
дег
,
 0,1)  10 9
(4.1.1.1.8)
где ρдег – плотность дегазированной нефти.
Дебит скважины по жидкости в i-том году
Qжi=Кпродi(Рплi-Рзабi),
где Рплi, Рзабi – пластовое и проектное забойное давления в i-том году
15
(4.1.1.1.9)
Динамика пластового давления для залежи нефти зависит от соотношения
годовых отборов жидкости (Qж), закачки воды (Qзак) и НИЗ.
Установлено следующее соотношение:
Рплi=Рпл(i-1)+(А1*Qзак(i-1)- А2*Qж(i-1))/НИЗ
(4.1.1.1.10)
где А1 и А2 – коэффициенты; индексы i и i-1 соответствуют текущему и
предыдущему годам.
При оценке динамики обводненности продукции скважин для карбонатных
(рисунок 4.1.1.1.6) и терригенных (рисунок 4.1.1.1.7) залежей использованы
зависимости из работы [7], в которых w оценивается как функция выработки НИЗ и
вязкости пластовой нефти µн.
Рисунок 4.1.1.1.6 - Зависимость обводненности от выработки запасов для
терригенных залежей
16
Рисунок 4.1.1.1.7 - Зависимость обводненности от выработки запасов для
карбонатных залежей
При прогнозе объемов добычи попутного газа по годам разработки
принималось, что при пластовом давлении выше давления насыщения выделение
газа в свободную фазу в пласте не происходит. При снижении пластовых и
забойных давлений ниже давления насыщения значение газового фактора сначала
начинает превышать газосодержание, а затем закономерно снижается. С учетом
этого объем добычи попутного нефтяного газа определен как
Qгi= f(Qнгi, G),
(4.1.1.1.11)
где Qгi – годовая добыча попутного нефтяного газа; Qнгi – годовая добыча
нефти по залежи.
В ходе статистического анализа разработки эксплуатационных объектов
нефтяных месторождений на территории ВКМКС установлено, что здесь
реализуются, в основном, системы разработки при среднем соотношении
нагнетательных и добывающих скважин 1 к 4 и одна добывающая скважина
проектируется на 100 тыс. т НИЗ.
17
С учетом этого количество добывающих и нагнетательных скважин (после
разбуривания залежи) прогнозируется при сохранении установленных пропорций:
Nдобскв= НИЗ(1-Вi/100)(1/Аскв),
(4.1.1.1.12)
где Вi – выработка запасов нефти на i-ый год; Аскв – количество извлекаемых
запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина.
Nнагскв= Nдобскв Анаг/доб,
(4.1.1.1.13)
где Nнагскв – количество нагнетательных скважин; Анаг/доб – соотношение между
добывающими и нагнетательными скважинами.
Последовательность действий и прогнозные результаты при использовании
программы
PrognozRNM
представлены
на
рисунке
4.1.1.1.8.
Результатом
прогнозных расчетов здесь являются прогноз во времени динамики выбытия фонда
скважин,
прогноз
обводнения
продукции
добывающих
скважин,
оценка
продуктивности добывающих скважин при изменении термодинамических и
пластовых условий, прогноз добычи нефти и попутного газа. По результатам
прогноза динамики показателей разработки в программе PrognozRNM строится
график разработки залежи.
Рисунок 4.1.1.1.8 - Последовательность действий при работе с программой
PrognozRNM
18
4.1.1.2. Результаты оценки показателей разработки при обосновании освоения
месторождений ВКМКС
Адаптация работы программы PrognozRNM на эксплуатационных объектах
ВКМКС показала хорошие результаты сопоставления прогнозных и фактических
показателей разработки.
Сравнение расчетных и фактических показателей разработки выполнено для 7
наиболее крупным объектам месторождений Верхнего Прикамья, к которым
приурочено более 50% извлекаемых запасов исследуемого региона (таблица
4.1.1.2.1): башкирскому и бобриковскому объектам Сибирского месторождения,
бобриковскому и турне-фаменскому объектам Шершневского месторождения,
башкирскому,
бобриковскому
и
турне-фаменскому
объектам
Уньвинского
месторождения
Рассмотренные объекты находятся на второй-третьей стадиях, их разработка
ведется с поддержанием пластового давления. В тоже время анализ динамики
пластовых давлений по добывающим скважинам показывает, что по большинству
скважин идет снижение пластового давления, что связано с недостаточной
эффективностью системы ППД.
Таблица 4.1.1.2.1 - Геолого-физическая характеристика объектов разработки
Месторож
дение
Динами
ГазоТип
плотн
Порис
ческая
содер
Залежь коллек
ость
тость,
вязкость,
жание,
тора
кг/м3
д.ед
мПа·с
м3/т
1,94
772 118,6
0.1150.1
тер
1,22
730 164,6
0,14
Шершневское
Бб
тер
Шершневское Т+Фм карб
Уньвинское Бш+Срп карб
Уньвинское
Бб
тер
Уньвинское Т+Фм** карб
3,19
4,04
1,45
1,25
1,33
812 64,2
819 63,6
766 90
745 116,3
749 110,2
0,18
0,12
0,12
0,18
0,1
Сибирское
Сибирское
Бш-Срп карб
Бб1-4
19
Прони
цаемость,
мкм2
0.0320.016
0.0920.222
0,653
0,021
0,0515
0,471
0,0342
Рнас Рпл0
16,4
21,3
16
24,4
11,94
11,87
14,98
14,51
14,17
21,1
21,3
19,4
23,6
24
В табл.4.1.1.2.2 – 4.1.1.2.8 и рис.4.1.1.2.1 - 4.1.1.2.7 приведены примеры
сравнения прогнозных расчетов для объектов месторождений нефти ВКМКС,
геолого-физические характеристики которых приведены в табл. 4.1.1.2.1.
При прогнозных расчетах за проектное забойное давление принято среднее
давление по годам в действующих скважинах. Средняя начальная продуктивность
добывающих скважин и порядок ввода скважин также приняты равными
фактическим.
По
рассмотренным
залежам
соотношение
расчетных
и
фактических
показателей разработки свидетельствуют об удовлетворительной прогнозной
оценке.
Отличие между расчетной и фактической добычей нефти по залежам
находится, в основном, в пределах 5%. Отклонение более 5% наблюдается в первые
годы после ввода залежей в эксплуатацию, что может быть связано с испытанием
скважин на добычные возможности.
При дальнейшем прогнозировании наблюдается соотношение между
расчетными и фактическими показателями в пределах 5%. Превышение
данной величины по ряду лет для объектов Уньвинского месторождения связано с
заколонными
перетоками
закачиваемой
в
пласты
воды,
значительными
вводами/выбытиями скважин, проведением водоизоляционных работ.
20
Таблица 4.1.1.2.2 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)
Фонд скважин
Годы
разработки добывающ
их
1
2
2
4
3
5
4
7
5
14
6
19
7
14
8
26
9
34
10
41
11
46
12
50
13
54
14
48
15
49
16
49
17
54
18
56
19
55
20
60
21
61
22
65
23
68
Нагнета
тельных
0
0
0
0
0
2
4
5
12
10
10
8
13
13
9
8
10
13
11
10
13
13
10
Добыча нефти,
Обводнен
Отклон
тыс.т.
ность, %
ение,
%
факт
расчет
факт расчет
факт
расчет
3,3
49,0
102,7
128,6
151,6
191,2
144,1
168,2
290,0
398,5
490,0
520,3
485,8
372,9
341,0
331,3
335,4
300,8
312,6
321,3
312,4
291,5
291,2
0,03
0,43
1,28
2,34
3,59
5,17
6,36
7,75
10,14
13,43
17,47
21,76
25,77
28,85
31,66
34,40
37,16
39,65
42,23
44,88
47,45
49,86
52,26
0,00
0,03
0,42
1,16
2,15
3,81
5,60
6,59
8,36
11,14
14,81
19,12
23,19
27,41
30,33
33,24
35,98
38,88
41,45
44,03
46,80
49,38
51,83
3,4
47,3
90,1
102,8
151,2
187,6
141,8
164,9
297,7
407,0
493,2
473,9
492,1
376,9
348,0
332,8
334,9
306,0
315,8
321,3
309,6
287,9
273,9
-1,4
3,5
12,3
20,1
0,2
1,9
1,5
2,0
-2,6
-2,1
-0,6
8,9
-1,3
-1,1
-2,1
-0,4
0,1
-1,7
-1,0
0,0
0,9
1,2
5,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,0
1,6
0,8
4,9
6,3
7,1
12,4
10,3
9,0
8,3
9,2
11,2
10,4
10,7
14,4
19,1
25,4
25,9
0
0
0
0
0
0,3
0,7
1,0
1,4
2,3
3,6
5,3
7,1
9,0
10,3
11,6
13,1
14,7
16,1
17,7
19,4
21,2
22,9
Выработка,
д.е.
Рисунок 4.1.1.2.1 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)
21
Таблица 4.1.1.2.3 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
турне-фаменскому объекту Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)
Годы
разра
б.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Добыча нефти,
Обводнен
Откло
тыс.т.
ность, %
нение,
%
добыва Нагнета
факт расчет
факт расчет
ющих тельных
1
0,0
5,3
5,28
-1,0
1,8
0,51
2
0
15,5
15,16
-1,9
6,6
0,43
2
0
7,0
7,25
3,7
33,0
0,21
4
0
90,2
63,25 -29,9
2,6
0,12
6
1
129,3 104,05 -19,6
0,7
0
7
2
134,1 133,7
-0,3
5,7
0,05
13
5
164,9 163,4
-0,9
3,4
1,81
22
9
231,6 230,57 -0,4
23,4
5,44
29
13
287,9 292,96
1,8
28,0 10,56
36
18
283,7 283,19 -0,2
29,8 15,99
44
15
202,9 206,42
1,7
58,1 21,66
49
19
172,9 176,62
2,2
72,9
27
59
20
190,0 188,69 -0,7
76,2
32,5
61
15
170,3 171,46
0,7
77,9 39,87
34
11
151,7 153,92
1,4
75,5 47,05
37
9
140,7 141,81
0,8
65,8 51,94
39
6
129,7 127,8
-1,5
58,5 58,76
41
7
128,2 124,93 -2,6
42,4 64,88
40
14
127,0 131,29
3,4
45,3 70,74
38
13
143,5 142,54 -0,7
39,9 76,34
38
12
121,9 118,67 -2,7
33,6 81,76
37
12
112,0 110,79 -1,1
39,3 85,76
36
12
101,2 104,3
3,1
40,8 88,83
Фонд скважин
Выработка,
д.е.
факт расчет
0,12
0,48
0,64
2,71
5,69
8,77
12,56
17,89
24,51
31,03
35,70
39,67
44,04
47,96
51,45
54,68
57,66
60,61
63,53
66,83
69,64
72,21
74,54
0
0,12
0,47
0,64
2,58
5,45
8,76
13,64
20,31
27,97
35,18
40,4
44,68
49,42
53,43
55,96
59,36
62,38
65,32
68,3
71,5
74,23
76,74
Рисунок 4.1.1.2.2 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
турне-фаменскому объекту Уньвинского месторождения
22
Таблица 4.1.1.2.4 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
башкирскому объекту Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)
Добыча нефти,
Обводнен
тыс.т.
ность, %
Отклоне
ние, %
разра Добыва Нагнета
факт расчет
факт расчет
ботки ющих тельных
1
1
0
3,9
3,71
4,0
0,0
0,45
2
2
0
9,4
9,3
1,1
0,0
0,43
3
3
0
27,7
27,27
1,6
0,1
0,37
4
3
0
55,8
55,18
1,2
0,0
0,23
5
4
0
42,3
42,69
-0,9
0,0
0
6
5
0
44,0
44,28
-0,6
0,0
0
7
21
4
106,9 104,73
2,0
0,4
0
8
40
6
191,6 189,69
1,0
0,9
0
9
53
8
318,0 320,72
-0,9
2,2
0,89
10
56
14
361,4 365,96
-1,3
2,8
3,24
11
61
18
347,6 348,69
-0,3
3,8
6,02
12
70
20
298,0 289,02
3,0
7,2
8,59
13
77
22
292,1 285,13
2,4
11,9 10,62
14
81
22
339,0 336,68
0,7
15,4 12,52
15
86
24
301,3 312,71
-3,8
15,7 14,83
16
87
22
278,2 268,97
3,3
16,6 17,34
17
88
22
260,9 261,29
-0,2
21,5 19,88
18
83
26
279,9 275,4
1,6
22,6 22,87
19
80
26
275,8 286,68
-3,9
19,7 26,52
20
83
26
249,4 246,4
1,2
22,6 31,12
21
84
27
248,8 249,28
-0,2
27,5
35,9
Годы
Фонд скважин
Выработка
факт расчет
0,05
0,18
0,55
1,29
1,86
2,44
3,87
6,43
10,67
15,50
20,14
24,11
28,01
32,54
36,56
40,27
43,76
47,49
51,17
54,50
57,82
0
0,05
0,17
0,54
1,27
1,93
2,58
4,84
8,16
13,04
18,06
22,91
27,04
31,02
35,63
39,93
43,54
47,05
50,62
54,37
57,72
Рисунок 4.1.1.2.3 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
башкирскому объекту Уньвинского месторождения(Уньвинское поднятие)
23
Таблица 4.1.1.2.5 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Шершневского месторождения
Добыча нефти,
Обводнен
Выработка
Откло
тыс.т.
ность, %
нение,
%
Разра добываю Нагнета
факт расчет
факт расчет факт расчет
ботки
щих тельных
1
2
0
9,2
9,2
0,2
0
0
0,2
0,2
2
4
1
74,9
69,2
-7,5
3,38
0
1,4
1,3
3
6
1
103,2 101,3
-1,9
3,04
0
3,1
3,0
4
13
1
133,5 134,8
1,0
2,87 0,13
5,3
5,2
5
23
0
194,7 190,5
-2,2
3,55
0,8
8,6
8,4
6
30
4
234,7 236,2
0,7
3,22 1,98
12,5
12,4
7
34
7
288,1 293,6
1,9
2,93 3,54
17,3
17,2
Годы
Фонд скважин
Рисунок 4.1.1.2.4 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Шершневского месторождения
24
Рисунок 4.1.1.2.5. - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
турне-фаменскому объекту Шершневского месторождения
Таблица 4.1.1.2.6 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
турне-фаменскому объекту Шершневского месторождения
Годы
Фонд скважин
Добыча нефти,
тыс.т.
Разра добываю Нагнета
факт
ботки щих тельных
1
1
0
1,9
2
3
0
7,5
3
5
0
12,3
4
9
0
11,5
5
15
0
59,0
6
22
5
73,6
7
23
6
72,7
Откло
нение, %
расчет
1,9
7,4
12,6
11,5
53,3
72,7
72,7
25
Обводнен
ность, %
Выработка
факт расчет факт расчет
2,1
-0,3
1,9
0,4
-10,9
-1,3
0,0
0
10,06
6,55
4,19
1,78
2,19
2,38
0,51
0,45
0,24
0
0
0
1,7
0,1
0,4
1,0
1,5
4,2
7,5
10,8
0,1
0,4
1,0
1,5
3,9
7,2
10,5
Рисунок 4.1.1.2.6 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
башкирскому объекту Сибирского месторождения
Рисунок 4.1.1.2.7 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Сибирского месторождения
26
Таблица 4.1.1.2.7 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
башкирскому объекту Сибирского месторождения
Добыча нефти,
Обводнен
Выработка
тыс.т.
ность, %
Отклоне
ние, %
разра добываю Нагнета
факт расчет
факт расчет факт расчет
ботки щих тельных
1
3
0
9,9
10,11
1,71
6,0
0,5
0,1
0,1
2
5
0
8,8
9,01
2,54
2,0
0,4
0,2
0,2
3
6
0
28,0
28,47
1,82
1,0
0,4
0,6
0,6
4
16
0
62,2
62,04
-0,31
1,5
0,2
1,3
1,4
5
27
2
114,9 114,53
-0,35
1,0
0,0
2,8
2,8
6
50
7
188,8 183,72
-2,74
1,2
0,0
5,1
5,0
7
62
8
222,0 224,71
1,21
5,7
0,3
7,8
7,8
8
66
11
245,8 242,42
-1,39
7,9
1,5
10,9 10,8
9
65
10
237,9 238,16
0,12
9,0
3,0
13,8 13,8
10
63
11
218,6 220,2
0,72
9,3
4,6
16,5 16,5
11
66
10
210,0 211,4
0,67
11,2
6,1
19,1 19,1
12
67
11
189,8 197,71
3,99
12,4
7,5
21,5 21,5
13
68
12
195,8 198,35
1,30
15,5
8,8
23,9 24,0
14
68
12
197,0 196,61
-0,19
19,4
10,0
26,3 26,4
Годы
Фонд скважин
Таблица 4.1.1.2.8 - Сравнение расчетных и фактических показателей разработки по
бобриковскому объекту Сибирского месторождения
Годы
Фонд скважин
Добыча нефти, Отклоне
тыс.т.
ние, %
Разра добываю Нагнета
факт
ботки щих тельных
1
1
0
28,8
2
4
0
54,4
3
9
0
65,5
4
14
0
124,0
5
24
1
187,1
6
32
7
213,5
7
37
10
271,8
8
49
10
378,2
9
50
12
389,4
10
53
12
402,0
расчет
13,2
51,8
68,1
126,1
181,0
218,1
278,1
366,6
386,9
396,3
Обводнен
ность, %
Выработка
факт расчет факт расчет
-117,9
-5,1
3,8
1,7
-3,4
2,1
2,3
-3,2
-0,7
-1,4
27
0,0
0,5
1,1
0,9
1,2
1,0
0,8
3,7
13,1
10,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,9
1,8
3,0
5,1
7,2
0,4
1,0
1,9
3,4
5,7
8,4
11,8
16,5
21,4
26,4
0,2
0,8
1,7
3,2
5,5
8,2
11,7
16,2
21,0
26,0
В целом, использование программы PrognozRNM может существенно
повысить надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных
месторождений,
особенно
на
начальных
стадиях
эксплуатации
нефтяных
месторождений, что увеличит качество обоснования вариантов освоения залежей
нефти на территории ВКМКС.
4.1.1.3. Патентный обзор способов прогнозирования показателей разработки
при обосновании освоения месторождений ВКМКС
Разработано множество способов для прогнозирования показателей и
контроля за разработкой залежей нефти [8-12] основанных на построении
математических, геолого-гидродинамических моделей залежей. На начальных
стадиях разработки информации о залежи не достаточно для получения
кондиционных
результатов
гидродинамического
моделирования,
поэтому
применение статистических методов для экспресс-оценки показателей разработки
более эффективно, менее трудозатратно. Использование разработанной методики
также возможно на более поздних стадиях разработки залежей нефти с целью
оперативного контроля расчетов при гидродинамическом моделировании.
Наиболее близкой к представленной методике по технической сущности
является
способ
включающий
определения
математическое
показателей
моделирование
разработки
[12].
В
нефтяного
пласта,
итоге
данным
по
математического моделирования на любой момент времени строятся карты изобар,
насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин.
Недостатками известного способа [12] являются:
- значительный объем исследовательских работ для нового объекта разработки
в связи с необходимостью ввода в математическую модель большого объема
информации; что влечет значительные материальные и трудовые затраты.
- кондиционные результаты математического моделирования получаются при
высокой разбуренности скважинами нефтяных залежей, что невозможно при
проектировании разработки нового объекта.
28
В
представленной
методике
решается
задача
повышения
точности,
сокращения времени, упрощения процедуры определения показателей разработки
объектов на начальных стадиях.
На основе разработанной методики оформлены заявки на патент РФ и
регистрацию программного продукта:
Формула изобретения
1. Способ прогнозирования показателей и контроля за разработкой нефтяных
залежей, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого
пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной
насыщенности
агентом
проницаемостей
агента
вытеснения,
вытеснения
функций
и
относительных
вытесняемой
жидкости,
фазовых
функций
относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу
растворенного в нефти газа, дополнительный сбор промыслово-технологической
информации о работе каждой скважины, пластового давления по всем объектам
разработки тектонической структуры.
Способ позволяет на начальных стадиях разработки нефтяных залежей в
условиях высокой неопределенности геологической информации производить
экспресс-оценку динамики показателей разработки. Способ включает определение
начального дебита скважин по жидкости, статистического распределения начальных
дебитов по жидкости, текущей и накопленной добычи нефти, жидкости, попутного
нефтяного газа, обводненности продукции скважин, выработки запасов нефти,
динамики пластового давления, выбытия фонда скважин для выбранного объекта
тектонической структуры. Причем при расчете динамики показателей разработки
добиваются
приемлемой
степени
совпадения
расчетных
и
реальных
технологических показателей.
2. Способ, отличающийся от [12] тем, что при отсутствии значений пластовых
давлений, давлений насыщения нефти газом, пористости, проницаемости, функций
относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу
растворенного в нефти газа продуктивности добывающих скважин недостающие
параметры рекомендуются исходя из опыта разработки соседних месторождений,
29
входящих в одну тектоническую структуру. Обводненность продукции скважин
определяется исходя из выработки запасов нефти. Выбытие скважин прогнозируется
исходя из пропорции между числом скважин и извлекаемыми запасами нефти.
4.1.2. Оценка возможных технологических вариантов комплексного
освоения недр, обеспечивающих сохранность балансовых запасов солей
верхнекамского месторождения и эффективную разработку нефтяных залежей
Для залежей территории ВКМКС установлены статистические зависимости
дебитов нефти Qн
и продуктивности скважин Кпрод от показателей Рпл/Рнас, и
Рзаб/Рнас.
В качестве примера на рисунке 4.1.2.1 приведены зависимости Рпл/Рнас,
(рисунок 4.1.2.1а) и Рзаб/Рнас (рисунок 4.1.2.1б) для объекта Тл-Бб Сибирского
месторождения, из которых следует закономерный спад дебитов новых скважин при
снижении пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения. Динамика
поведения продуктивности скважин при снижении забойных давлений ниже
давления насыщения для эксплуатационных объектов ВКМКС приведена на
рисунке 4.1.2.2. Значительное уменьшение продуктивности при работе на забойных
давлениях ниже давления насыщения объяснимо проявлением деформационных
процессов и уменьшением фазовой проницаемости коллекторов по жидкости.
Между тем при эксплуатации скважин с забойными давлениями выше
давления насыщения коэффициенты продуктивности и дебиты скважин с течением
времени напротив могут возрастать. На рисунке 4.1.2.3 (а, б) приведена динамика
технологических показателей для участков, где пластовое давление поддерживалось
высоким с начала разработки.
Скважина 347 находится на границе охранной зоны калийных солей, из
которой добыча нефти не ведется. Это обстоятельство способствовало для данного
участка сохранению величин пластовых и забойных давлений.
30
90
80
70
Qн, т/сут
60
50
40
30
20
10
0
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
Рпл/Рнас
а
90
80
70
Qн, т/сут
60
50
40
30
20
10
0
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
Рзаб/Рнас
б
Рисунок 4.1.2.1 - Зависимость дебитов нефти Qн от отношений Рпл/Рнас (а) и Рзаб/Рнас
(б). Залежь Тл-Бб Сибирского месторождения
31
Рисунок 4.1.2.2 - Зависимость Кпрод от Рзаб/Рнас для новых скважин залежей Тл-Бб
месторождений ВКМКС
За 4 первых года эксплуатации забойное и пластовое давления снизились
менее чем на 0,6 МПа и оставались существенно выше давления насыщения нефти
газом. При этом продуктивность скважины возросла с 49 м3/(сут*МПа) до 111
м3/(сут*МПа), дебит по нефти увеличился с 23 т/сут до 60 т/сут (рисунок 4.1.2.3б).
В тоже время для участков эксплуатации с давлениями ниже давления
насыщения продуктивность скважин и их дебит часто снижаются и весьма
значительно. Так в скважине №207, эксплуатирующей залежь Тл-Бб Шершневского
месторождения (рисунок 4.1.2.3в), в первый год эксплуатации забойное давление
уменьшилось до 0,8Рнас, пластовое – до 1,1Рнас. При этом продуктивность скважины
уменьшась практически в 2 раза. На 5-м году эксплуатации пластовое давление
выросло до 1,17Рнас, забойное до 0,97Рнас, при этом дебит скважины увеличился до
0,67 от начального значения, продуктивность до 0,6 от начальной. Полученные
данные свидетельствуют о неполном восстановлении продуктивности скважин
после их эксплуатации с Рзаб ниже Рнас.
32
а
б
в
Рисунок 4.1.2.3 - Зависимость параметров работы скважин в динамике их
эксплуатации. Залежи Тл-Бб (а – скважина №324 Сибирского месторождения; б –
скважина №347 Сибирского месторождения; в – скважина №207 Шершневского
месторождения)
33
В результате выполненного анализа можно сделать выводы, что на долю
высокодебитного фонда скважин в условиях месторождений нефти ВКМКС,
помимо геолого-физических параметров эксплуатационных объектов, в большой
мере влияют технологические показатели разработки и своевременная реализация
на конкретных участках залежи системы ППД. При значениях забойного давления
на уровне и выше давления насыщения нефти газом продуктивность скважин
заметно выше, чем у скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. По
результатам проведенных в работе [13] исследований на бобриковских отложениях
Сибирского
месторождения,
среднегодовая
добыча
нефти
по
скважинам
работающим с Рзаб больше Рнас практически в 4 раза больше, чем для скважин,
работающих весь период при Рзаб ниже Рнас.
Затягивание с реализацией ППД помимо снижения темпов отборов запасов,
также приведет в конечном итоге к снижению охвата вытеснением и выключению
из работы скважин малопроницаемых пропластков.
Поэтому необходимо вести эксплуатацию скважин месторождений ВКМКС с
забойными и пластовыми давлениями, превышающими давление насыщение нефти
газом. Важной задачей успешного проектирования является контроль за поведением
пластового давления и своевременная реализация ППД на участках его вероятного
снижения, в том числе при необходимости и на начальных этапах разработки
залежей.
Реализация
вышеперечисленных
мероприятий
во
многом
будет
способствовать увеличению продуктивности скважин, как в начальный период
ввода, так и в динамике их эксплуатации.
С учетом выполненного анализа влияния термодинамических условий
разработки на динамику добычи с помощью программы PrognozRNM
выполнен технико-экономический анализ вариантов разработки для фаменской
залежи нефти Гагаринского месторождения. Технико-экономические расчеты
выполнялись на 20 лет. Рассмотрены 3 варианта разработки объекта Фм
Гагаринского месторождения с различным технологическими параметрами работы
скважин.
34
Базовый вариант
Утвержденный вариант разработки согласно технологическому проектному
документу (На забоях добывающих скважин поддерживается давление равное
0,75Рнас).
Вариант 1
Отличается
от базового
тем,
что
на
забоях
добывающих
скважин
поддерживается давление равное Рнас.
Вариант 2
Отличается от базового пониженной закачкой воды в пласт. На забоях
добывающих скважин поддерживается давление равное 0,75Рнас.
Технологические прогнозные параметры вариантов разработки, определенные
с помощью программы PrognozRNM, приведены в таблице 4.1.2.1.
В период активного разбуривания залежи (первые 4 года) добыча по всем
рассмотренным вариантам увеличивается, что связано с ростом фонда добывающих
скважин. Далее (5, 6 годы) происходит добуривание фонда добывающих скважин,
суммарная добыча по залежи поддерживается на постоянном уровне. Однако стоит
отметить, что удельная добыча на 1 добывающую скважину уже в эти годы
начинает снижаться. Данные явления связаны, в первую очередь, с деформацией
коллекторов при снижении пластовых и забойных давлений, а также выделением
растворенного в нефти газа в свободную фазу. В результате прогноза разработки
наибольшие удельные дебиты на скважину имеет вариант №1, что связано с
минимизацией вредного влияния деформаций и отсутствием свободного газа.
При прогнозе разработки базового варианта давления на забоях скважин
поддерживаются на уровне 0,75Рнас, что приводит к выделению в свободную фазу
растворенного в нефти газа. В результате продуктивность добывающих скважин
значительно снижается.
Основные
заключаются
в
выводы
анализа
следующем:
при
технологических
разработке
35
показателей
залежи
нефти
разработки
с
высокой
газонасыщенностью с давлениями на забоях добывающих скважин не ниже Рнас
необходимо
темп
выработки
запасов
нефти
возрастает
(Таблица
4.1.2.1),
соответственно снижаются сроки выработки извлекаемых запасов нефти.
Расчет экономических показателей по каждому рассмотренному варианту
разработки осуществляется по методическому руководству [14].
В общем случае единовременные затраты (инвестиции) на осуществление
мероприятий по реализации проектных решений могут иметь характер как
капитальных вложений, создающих новые основные фонды, например, на
строительство добывающей скважины, так и дополнительных текущих затрат,
например, на капитальный ремонт скважины.
Эксплуатационные
расходы
(издержки
производства),
обусловленные
приростом добычи нефти, рассчитываются с учетом разделения их на условнопеременные, величина которых изменяется примерно в той же степени, что и объем
добываемой нефти, и на условно-постоянные, величина которых при изменении
объема добычи нефти существенно не меняется.
Выручка от реализации дополнительно добываемой нефти определяется
исходя из допущения, что качество нефти, а стало быть и цена ее реализации,
остаются постоянными.
При расчете как затрат, так и результатов используются текущие, т.е.
постоянные цены без учета инфляции.
Эффективность инвестиционных проектов (ИП) оценивается в течение
расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала реализации
проекта до его прекращения, когда заканчивается период эксплуатации объекта с
рентабельностью более высокой, чем до проведения мероприятия.
Расчетный период разбивается на шаги – временные отрезки, в пределах
36
Таблица 4.1.2.1 - Технологические параметры вариантов разработки
Показа Вариан
тели
ты
Фонд
доб.скв.,
шт.
Фонд
водонагне
татель
ных.
скважин,
шт
Добыча
нефти
всего,
т.т/год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 12
13
14
15
16
17
18
19
20
8
12
15
18
22
24
24
24
24
24
24 24
24
24
24
24
24
24
24
24
0
1
3
5
5
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Базовый 34,7 46,8 66,3 81,8 80,0 80,1 78,2 75,3 69,0 62,2 53,8 47,9 44,2 38,1 32,9 30,0 29,1 25,9 22,0 19,7
Вариант
45,2 60,8 86,2 106,3 104,0 104,1 101,7 97,9 89,7 80,9 69,9 62,3 57,5 49,5 42,8 39,0 37,8 33,7 28,6 25,6
1
Вариант
34,7 46,8 66,3 73,6 72,0 69,7 66,5 62,5 55,2 47,3 40,9 36,4 33,6 29,0 25,0 22,8 22,1 19,7 16,7 15,0
2
37
которых производится агрегирование данных, используемых для оценки
финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами и измеряются в
годах, при необходимости – в долях года. Время в расчетном периоде отсчитывается
от фиксированного момента t', принимаемого за базовый.
Проект, как и любая финансовая операция, т.е. операция, связанная с
получением доходов и осуществлением расходов, порождает денежные потоки
(потоки реальных денег).
Денежный поток ИП – это зависимость от времени денежных поступлений и
платежей при реализации порождающего его проекта, определяемая для всего
расчетного периода. Обозначается через Ф(t), где t – текущий момент времени,
отождествляемый с концом t-го шага.
На каждом шаге значение денежного потока характеризуется:
- притоком, равным размеру денежных поступлений (или результату в
стоимостном выражении) на этом шаге;
- оттоком, равным платежам на этом шаге;
- сальдо (активным балансом, эффектом), равным разности между притоком и
оттоком.
Денежный поток в общем случае состоит из частичных потоков от отдельных
видов деятельности:
а) от инвестиционной деятельности: к оттокам относятся единовремнные
вложения, ликвидационные затраты в конце проекта, затраты на увеличение
оборотного капитала, а к притокам – продажа активов, поступления за счет
уменьшения оборотного капитала;
б) от операционной деятельности: к притокам относятся выручка от
реализации основной продукции и от прочей реализации, внереализационные
доходы, а к оттокам – производственные издержки, налоги;
в) от финансовой деятельности: к притокам относятся вложения собственного
(акционерного) капитала и привлеченных средств в виде субсидий, дотаций,
заемных средств, а к оттокам – затраты на возврат и обслуживание займов, выплату
дивидендов по акциям предприятия.
38
Наряду с денежным потоком при оценке ИП используется также накопленный
денежный поток, характеристики которого – накопленный приток, накопленный
отток и накопленное сальдо (накопленный эффект) - определяются на каждом шаге
расчетного периода как сумма соответствующих характеристик денежного потока за
данный шаг и за все предшествующие.
Дисконтированием
денежных
потоков
называется
приведение
их
разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на
определенный момент времени, который называется моментом приведения и
обозначается через t0. В качестве момента приведения обычно выбирают базовый
момент (начало отсчета времени).
Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании,
является норма дисконта Е, выражаемая в долях единицы, как в формуле 4.1.2.1, или
в процентах в год.
Дисконтирование денежного потока на t-м шаге осуществляется путем
умножения его номинального значения Фt на коэффициент дисконтирования
t ,
рассчитываемый по формуле
 
t
1
,
t t
o
(1  Е )
(4.1.2.1)
В качестве момента приведения удобно принимать конец так называемого
нулевого шага, в течение которого только осуществляются инвестиции, а
результаты еще отсутствуют. Тогда коэффициент дисконтирования будет равен
годовой
αt =
1
1  Е t
,
(4.1.2.2)
где t – текущий год расчетного периода (t = 0,1,2,3,…..Т),
квартальный
αt =
1
Е t

1  
4

,
(4.1.2.3)
где t – текущий квартал расчетного периода.
Норма
дисконта
Е
является
основным
задаваемым
экономическим
нормативом, используемым при оценке эффективности ИП. В первом приближении
39
она может быть принята равной фактической ставке процента по долгосрочным
ссудам на рынке капитала и постоянной в течение всего расчетного периода.
Учитывая вероятностный характер определения величины нормы дисконта,
все расчеты эффективности ИП рекомендуется проводить при нескольких значениях
Е.
Для оценки эффективности ИП следует использовать систему показателей.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД). Является важнейшим показателем
эффективности
проекта
(другие
названия
–
NPV, интегральный
эффект).
Представляет собой накопленный дисконтированный эффект за расчетный период и
определяется по формуле
 Вt  Зt  αt
Т
ЧДД =
(4.1.2.4)
t 0
где Bt – полные результаты (поступления, выручка) в году t; Зt – полные
затраты в году t; Т – расчетный период (срок жизни проекта), годы (кварталы).
Таким
образом,
ЧДД
проекта
характеризует
превышение
денежных
поступлений (выручка от реализации продукции) над суммарными затратами
(капитальные и текущие затраты, налоги, платежи, отчисления), приведенных
к начальному году.
Условием
эффективности
ИП
является
неравенство
ЧДД>0.
При
отрицательном значении ЧДД проект является убыточным.
Внутренняя норма доходности (ВНД, внутренняя норма рентабельности, IRR).
Внутренней нормой доходности называется положительное число Ев, если при
норме дисконта Е=Ев чистый дисконтированный доход обращается в 0.
Определение ВНД производится на основе решения уравнения
Т
В  Зt
=0
 t
t 0 (1  E )t
в
(4.1.2.5)
Уравнение (Формула 4.1.2.5) не имеет решения в явном виде. Поэтому
величина ВНД=ЕВ определяется с использованием специальных программных
продуктов или графически, для чего производится расчет ЧДД при разных
значениях Е.
40
Показатель ВНД определяет требуемую инвестором норму прибыли на
вкладываемый капитал. Если ВНД ≥ Е, проект считается эффективным.
Индекс доходности инвестиций (ИД, ИДДИ, РI). Индекс доходности - это
отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной
деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов
денежного потока от инвестиционной деятельности.
ЕВ
Расчетная формула имеет вид:
ИД = 1+ Т
ЧДД
,
(4.1.2.6)
 Kt   t
t 0
ИД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному
дисконтированному объему единовременных вложений К.
Индекс доходности характеризует относительную «отдачу проекта» на
вложенные в него средства. Условие эффективности проекта ИД>1.
Сроком окупаемости (СО) называется продолжительность периода от
начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования. Моментом
окупаемости является тот момент времени в расчетном периоде, после которого
текущий чистый дисконтированный доход ЧДДt становится и в дальнейшем
остается положительным. Следовательно, СО показывает число базовых периодов
(шагов расчета), за которое исходные единовременные вложения будут полностью
возмещены за счет обусловленных проектом притоков денежных средств.
Наиболее просто СО определяется графическим путем.
Расчет показателей экономической эффективности ГТМ проводится по
определенной схеме. За весь расчетный период по шагам расчета определяются:
- объем необходимых инвестиций;
- величина эксплуатационных затрат;
- объем выручки от реализации продукции;
- величина прибыли от реализации продукции;
- величина денежного потока от реализации продукции.
Объем инвестиций, необходимых для реализации нового инвестиционного
проекта, определяется: а) по проектно-сметной документации; б) по укрупненным
41
показателям и удельным нормативам; в) по фактическим данным рассматриваемого
предприятия; г) расчетным путем.
Например, капитальные вложения в строительство новой добывающей
скважины включают в себя затраты на строительство как самой скважины, так и
сопряженных с ней коммуникаций и объектов нефтепромыслового обустройства.
Капитальные вложения в бурение скважины определяются по проектносметной документации либо расчетно, исходя из стоимости 1м проходки и глубины
скважины, или по фактической стоимости строительства скважины на данном
месторождении (на данном предприятии)
Кбурt = Cп  Бt,
(4.1.2.7)
где Кбурt – капитальные вложения в бурение скважины в году t, тыс. руб; Сn –
стоимость 1 м проходки, тыс.руб/м; Бt – объем проходки в году t, м.
Общая величина капитальных вложений в бурение скважины (Формула
4.1.2.8)
Кбур =
Т

Кбурt,
(4.1.2.8)
t 0
Расчет капитальных вложений в объекты обустройства скважины (КО)
производится по фактической сметной стоимости строительства или расчетно по
удельным затратам для отдельных направлений
КО = КН + КСТ + Кат + КЭС + Кпв,
(4.1.2.9)
где КН – удельные капитальные вложения в оборудование, не входящее в
сметы строек, тыс.руб./доб.скв. По этому направлению включаются только затраты
на
обязательный
минимум
оборудования,
непосредственно
обустройством скважины и пуском ее в эксплуатацию:
- устьевое оборудование;
- насосно-компрессорные трубы;
- оборудование для механизированной добычи;
- устьевая площадка с амбаром для шламов;
- станция управления;
- выкидные линии;
42
связанного
с
- объекты электроснабжения;
КСТ – удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа,
тыс.руб/доб.скв.;
Кат – удельные капитальные вложения в комплексную автоматизацию и
телемеханизацию, тыс.руб/доб.скв.;
КЭС – удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь,
тыс.руб/доб.скв.;
Кпв - удельные капитальные вложения в промводоснабжение, тыс.руб/доб.скв.
Затраты на природоохранные мероприятия (КОХР) исчисляются в процентах от
общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ
КОХР = (Кбур +КО)а,
(4.1.2.10)
где а – доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных
капитальных вложениях, сложившаяся на месторождении.
В состав природоохранных затрат включаются расходы на рекультивацию
земель и ликвидацию шламовых амбаров.
Суммарные
капитальные
вложения
в
строительство
скважины
с
сопряженными коммуникациями и объектами обустройства рассчитываются по
формуле
К = Кбур +КО+КОХР
Расчет
инвестиций,
необходимых
для
реализации
(4.1.2.11)
других
ГТМ,
осуществляется с учетом специфики этих мероприятий.
Эксплуатационные затраты, связанные с добычей и реализацией нефти,
включая налог на добычу полезных ископаемых, для базового варианта (Збt)
определяются
по
калькуляции
себестоимости
продукции,
имеющейся
на
предприятии.
Для проектируемого варианта величина эксплуатационных затрат (Знt)
определяется по формуле
Знt = Збt +  Зt + Аинв t ,
43
(4.1.2.12)
где  Зt – прирост условно-переменных затрат в связи с реализацией ГТМ; Аинв
t
– амортизационные отчисления от инвестиций, рассчитанные исходя из стоимости
дополнительных основных фондов, созданных для реализации ГТМ.
Выручка от реализации нефти рассчитывается исходя из условий
реализации
продукции и цен на нее на внешнем и внутреннем рынках
Вt = Ввнутt+ Ввнешt = (Цвнутt  Qвнутt + Цвнешt  Qвнешt  кмt ) ∙ 10-3, (4.1.2.13)
где Ввнутрt, Ввнешt и Вt –выручка от реализации продукции в году t
соответственно на внутреннем и внешнем рынках и суммарная, тыс.руб.; Цвнутt –
цена реализации нефти на внутреннем рынке (на узле учета на месторождении) в
году t, руб./т; Цвнешt – цена реализации нефти на внешнем рынке в году t, долл./т;
Qвнутt – объем реализации нефти на внутреннем рынке в году t, тонн; Qвнеш – объем
реализации нефти на внешнем рынке в году t, тонн; кмt – валютный курс, руб./долл.
После
определения
выручки
от
реализации
продукции
скважины
рассчитываются налоги и пошлина, зависящие от объема реализованной продукции:
- налог на добавленную стоимость (НДС);
- вывозная таможенная пошлина на нефть.
Налог на добавленную стоимость на нефть начисляется в зависимости от
объема реализованной продукции на внутреннем рынке по формуле
ННДСt = Ввнутt 
а НДС
,
100  а НДС
(4.1.2.14)
где ННДСt – налог на добавленную стоимость в году t, тыс.руб.; аНДС – ставка
налога на добавленную стоимость, в процентах.
Доход (чистая выручка) от реализации нефти на внутреннем рынке будет
равен
Двнутрt = Ввнутрt –Нндсt
Вывозная
таможенная
пошлина
на
(4.1.2.15)
нефть
устанавливается
дифференцированно в зависимости от уровня цены нефти на внешнем рынке
Нтпt = Qвнешt ∙ атпt ∙ кмt ∙ 10-3,
44
(4.1.2.16)
где Нтпt – вывозная таможенная пошлина на нефть в году t, тыс.руб.; атпt –
ставка вывозной таможенной пошлины на нефть, исчисляемая в зависимости от
цены нефти сорта «Юралс» на внешнем рынке в году t, долл/т; кмt – валютный курс
рубля, руб./долл.
Величина транспортных расходов в году t при поставках на внешний рынок
определяется по формуле
Звтpt = Qвнешt ∙ вt∙ кмt ∙ 10-3,
(4.1.2.17)
где вt - ставка транспортирования нефти на внешний рынок, долл/т.
Доход от реализации нефти на внешнем рынке будет равен
Двнешt = Ввнешt – Нтпt – Звтрt
(4.1.2.18)
Общий доход от реализации нефти составит
Дt = Двнутрt + Двнешt
(4.1.2.19)
Прибыль от реализации продукции скважины определяется на основе дохода
от реализации за вычетом эксплуатационных затрат
Пt = Дt – Зt
(4.1.2.20)
Налогооблагаемая прибыль рассчитывается по формуле
Пнt = Пt − Посвt,
(4.1.2.21)
где Пнt – налогооблагаемая прибыль в году t, тыс.руб.; Посвt – величина
прибыли, освобождаемая от налогообложения в году t в соответствии со статьей 270
главы 25 Налогового кодекса РФ (уточняется на базовом предприятии), тыс.руб.
Налог на прибыль в году t (Нпрt) рассчитывается по формуле
Нпрt = П нt 
а пр
100
, тыс.руб.
(4.1.2.22)
где апр – ставка налога на прибыль в процентах.
Прибыль после налогообложения (чистая прибыль) составит
Пчt = Пн t − Нпрt
(4.1.2.23)
Денежный поток от реализации продукции (ДП) представляет собой
зависимость во времени денежных поступлений и платежей при осуществлении
проекта ГТМ
ДПt = Пчt − К + Аинвt, тыс.руб,
45
(4.1.2.24)
где К – единовременные затраты, тыс.руб. (предполагается, что указанные
затраты осуществляются на первом шаге расчета).
Дисконтированный денежный поток в году t ДПДt определяется по формуле
ДПДt = ДПt ∙  t = ДПt ∙
1
,
(1  Е) t
(4.1.2.25)
где коэффициент дисконтирования  t определяется по справочникам или
прямым расчетом по принятой величине нормы дисконта Е.
На основе рассчитанных денежных потоков по вышеприведенным формулам
определяются показатели эффективности базового и нового вариантов ИП - ЧД,
ЧДД, ВНД, ИД, срок окупаемости инвестиций.
Чистый доход равен
ЧД = ДП0 + ДП1 +….+ ДПт =
Т
 ДПt ,
(4.1.2.26)
t 0
где Т – последний год расчетного периода.
Чистый дисконтированный доход равен
ЧДД = ДПД0 + ДПД1 +….+ ДПДт =
T
 ДПДt ,
(4.1.2.27)
t 0
Если ЧДД проектируемого (нового) ИП выше ЧДД базового ИП, то
предлагаемое ГТМ экономически целесообразно. Интегральный эффект за
расчетный период (срок действия ГТМ) составит
Эинт = ЧДДн − ЧДДб, тыс.руб.
(4.1.2.28)
По результатам экономической оценке вариантов разработки наилучшим
оказался вариант 1. Соответственно залежь нефти с высокой газонасыщенностью
необходимо разрабатывать с повышенными значениями забойных и пластовых
давлений, внедрять систему ППД на ранних стадиях разработки залежей.
В разделе выполнена оценка влияния на продуктивность добывающих
скважин забойных и пластовых давлений. Разработан программный продукт
PrognozRNM
для
экспресс-оценки
показателей
месторождений ВКМКС.
46
разработки
залежей
нефти
Использование программы PrognozRNM может существенно повысить
надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных
месторождений,
особенно
на
начальных
стадиях
эксплуатации
нефтяных
месторождений, а также возможно применения на более поздних стадиях с целью
оперативного контроля расчетов при гидродинамическом моделировании (Eclipse,
Tempest More и др.).
Практические
возможности
применения
методики
и
экономическая
эффективность отмечается при планировании поисковых работ для месторождений
Верхнего Прикамья, при экспресс-оценке разрабатываемых месторождений, при
ежегодном аудите остаточных извлекаемых запасов месторождений Верхнего
Прикамья.
Экономическая оценка разработки залежи нефти в фаменских отложениях
Гагаринского
месторождения
показывает
эффективность
эксплуатации
добывающих скважин с забойными давлениями не ниже давления насыщения нефти
газом в условиях высокой газонасыщенности пластовой нефти. Ввод систем
поддержания пластового давления на ранних стадиях разработки залежей нефти
месторождений
ВКМКС
повышает
эффективность
техногенные риски.
47
разработки
и
снижает
Таблица 4.1.2.2 - Базовый вариант
Чистая
Амортиз.
Годы прибыль отчисления
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
38 435
37 681
58 491
79 072
68 600
66 352
69 726
65 453
57 953
47 636
35 564
26 166
21 161
12 249
5 313
7 967
13 488
6 507
12 192
19 677
27 161
32 992
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
26 754
20 607
Поступ-
Капиталь-
Поток
Накопл.
Дисконт.
ление
ные
наличности
поток
поток нал.
финансов
вложения
наличности
(10%)
44 941
49 874
78 167
106 233
101 592
101 288
104 662
100 388
92 888
82 571
70 500
61 101
56 097
47 185
40 249
34 721
34 094
0
83 611
110 127
110 127
85 644
28 548
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
тыс.руб.
44 941
44 941
-33 737
11 204
-31 959
-20 755
-3 894
-24 649
15 948
-8 701
72 740
64 039
104 662
168 701
100 388
269 089
92 888
361 977
82 571
444 548
70 500
515 048
61 101
576 150
56 097
632 246
47 185
679 431
40 249
719 680
34 721
754 400
34 094
788 495
48
44 941
-30 670
-26 413
-2 925
10 893
45 166
59 079
51 515
43 333
35 018
27 181
21 416
17 874
13 668
10 599
8 312
7 420
Накопл.
диск.
поток
налич.
(10%)
Дисконт.
поток
нал.
44 941
14 271
-12 142
-15 067
-4 174
40 991
100 070
151 585
194 918
229 937
257 117
278 533
296 407
310 075
320 674
328 985
336 405
44 941
-29 337
-24 166
-2 560
9 118
36 164
45 248
37 740
30 365
23 472
17 426
13 133
10 485
7 669
5 688
4 267
3 643
(15%)
Накопл.
диск.
поток
налич.
(15%)
44 941
15 604
-8 561
-11 122
-2 003
34 161
79 410
117 149
147 515
170 986
188 413
201 546
212 031
219 700
225 388
229 655
233 299
Окончание таблицы 4.1.2.2
18
19
20
14 663
15 189
13 770
13 123
5 955
1 337
27 785
21 143
15 107
0
0
0
27 785
21 143
15 107
816 280
837 424
852 531
5 497
3 803
2 470
341 903
345 705
348 176
2 582
1 708
1 062
235 881
237 589
238 651
Таблица 4.1.2.3 - Оценка экономической эффективности Варианта 1
Чистая
Амортиз.
Годы прибыль отчисления
Поступ-
Капиталь-
Поток
Накопл.
ление
ные
наличности
поток
финансов вложения
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
49 965
48 986
76 038
102 794
89 180
86 258
90 644
85 089
75 339
61 927
46 234
34 016
6 507
12 192
19 677
27 161
32 992
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
58 424
64 836
101 618
138 103
132 070
131 674
136 060
130 505
120 755
107 343
91 650
79 432
0
83 611
110 127
110 127
85 644
28 548
0
0
0
0
0
0
наличности
тыс. руб.
58 424
44 941
-18 775
26 166
-8 509
17 657
27 976
45 633
46 426
92 059
103 126
195 185
136 060
331 245
130 505
461 750
120 755
582 505
107 343
689 848
91 650
781 497
79 432
860 929
49
Дисконт.
поток
нал.
(10%)
58 424
-17 068
-7 032
21 019
31 710
64 033
76 803
66 970
56 333
45 524
35 335
27 840
Накопл.
диск.
поток
налич.
(10%)
Дисконт.
поток
нал.
58 424
41 355
34 323
55 342
87 051
151 084
227 887
294 857
351 190
396 713
432 048
459 889
58 424
-16 326
-6 434
18 395
26 544
51 272
58 823
49 062
39 475
30 513
22 654
17 073
(15%)
Накопл.
диск.
поток
налич.
(15%)
58 424
42 097
35 663
54 058
80 602
131 874
190 697
239 758
279 233
309 747
332 401
349 475
Окончание таблицы 4.1.2.3
13
14
15
16
17
18
19
20
27 510
15 924
6 907
10 357
17 534
19 062
19 745
17 901
34 935
34 935
34 935
26 754
20 607
13 123
5 955
1 337
72 926
61 340
52 323
45 137
44 323
36 121
27 486
19 640
0
0
0
0
0
0
0
0
72 926
61 340
52 323
45 137
44 323
36 121
27 486
19 640
933 855
995 195
1 047 518
1 092 655
1 136 978
1 173 099
1 200 585
1 220 225
23 236
17 768
13 778
10 805
9 646
7 146
4 944
3 211
483 125
500 893
514 671
525 477
535 123
542 269
547 213
550 424
13 630
9 969
7 395
5 547
4 737
3 357
2 221
1 380
363 105
373 074
380 469
386 016
390 753
394 109
396 330
397 710
Дисконт.
поток
нал.
Накопл.
диск.
поток
налич.
(10%)
Дисконт.
поток
нал.
Накопл.
диск.
поток
налич.
(15%)
44 941
14 271
-12 142
-23 049
-19 095
17 895
44 941
-29 337
-24 166
-9 545
3 310
29 618
Таблица 4.1.2.4 - Оценка экономической эффективности Варианта 2
Чистая
Амортиз.
Годы прибыль отчисления
Поступ-
Капиталь-
Поток
Накопл.
ление
ные
наличности
поток
финансов вложения
1
2
3
4
5
6
38 435
37 681
58 491
71 165
61 740
57 726
6 507
12 192
19 677
27 161
32 992
34 935
44 941
49 874
78 167
95 610
91 433
88 120
0
83 611
110 127
110 127
85 644
28 548
наличности
тыс. руб.
44 941
44 941
-33 737
11 204
-31 959
-20 755
-14 517
-35 273
5 789
-29 483
59 572
30 089
50
(10%)
44 941
-30 670
-26 413
-10 907
3 954
36 990
(15%)
44 941
15 604
-8 561
-18 107
-14 797
14 821
Окончание таблицы 4.1.2.4
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
59 267
54 326
46 362
36 203
27 029
19 886
16 083
9 309
4 038
6 055
10 251
11 144
11 543
10 465
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
34 935
26 754
20 607
13 123
5 955
1 337
88 963
83 322
74 311
62 754
53 580
46 437
42 634
35 860
30 589
26 388
25 912
21 117
16 069
11 482
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
88 963
83 322
74 311
62 754
53 580
46 437
42 634
35 860
30 589
26 388
25 912
21 117
16 069
11 482
51
119 051
202 374
276 684
339 439
393 018
439 455
482 089
517 949
548 538
574 926
600 838
621 955
638 024
649 505
50 217
42 758
34 666
26 614
20 657
16 276
13 584
10 387
8 055
6 317
5 639
4 178
2 890
1 877
68 112
110 870
145 536
172 150
192 807
209 083
222 668
233 055
241 110
247 427
253 066
257 244
260 134
262 012
38 461
31 324
24 292
17 839
13 244
9 981
7 969
5 828
4 323
3 243
2 769
1 962
1 298
807
53 282
84 606
108 898
126 737
139 981
149 963
157 931
163 759
168 082
171 325
174 094
176 057
177 355
178 162
4.2.
АНАЛИЗ
РАЗРАБОТКИ
ЭКОЛОГИЧЕСКИХ
КАЛИЙНЫХ
ПОСЛЕДСТВИЙ
СОЛЕЙ
И
НЕФТЯНЫХ
СОВМЕСТНОЙ
ЗАЛЕЖЕЙ
В
БЕРЕЗНИКОВСКО-СОЛИКАМСКОМ РАЙОНЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ
Освоение
любых
минеральных
ресурсов
неизбежно
сопровождается
усилением техногенных нагрузок практически на все компоненты окружающей
природной среды (атмосфера, природные ландшафты, поверхностные и подземные
воды), определяющих условия жизнедеятельности населения. Не исключением
является и Верхнекамский регион, где длительная эксплуатация месторождений
различных
полезных
ископаемых
привела
к
существенной
техногенной
трансформации природных геосистем и коренному эволюционному преобразованию
геологической среды в природно-техногенную систему, оказывающую активное и
весьма существенное по масштабам влияние на условия жизнедеятельности. Так за
более чем вековой период эксплуатации Верхнекамского месторождения калийных
солей в недрах образовались сотни миллионов кубических метров пустот, а на
поверхности накоплены сотни миллионов тонн отходов горного и обогатительного
производства, являющиеся наиболее мощными источниками эмиссии загрязняющих
веществ в окружающую среду. Нефтедобывающими предприятиями из подсолевых
отложений ежегодно добывается более 1 млн. т нефти, а для хозяйственнопитьевого и технического водоснабжения из надсолевых водоносных горизонтов
ежесуточно откачивается около 200 тыс. м3 пресных вод. Учитывая, что
значительная часть городов Березники и Соликамск находится на подработанной
территории, а промплощадки и инженерные объекты калийных предприятий
являются
составными
элементами
городской
инфраструктуры,
вклад
горнопромышленного производства в экологическую обстановку и условия
жизнедеятельности населения не вызывает сомнения.
Положение усугубилось в последние годы, когда после прорыва надсолевых
вод был затоплен рудник БКПРУ-1, выработанное пространство которого
расположено непосредственно под городской застройкой, что создает угрозу
безопасному функционированию промышленных и жилых объектов.
52
Другой особенностью современного этапа освоения минеральных ресурсов
Верхнекамского региона является расширение площади освоения калийных солей
на территорию эксплуатируемых нефтяных месторождений. Так ОАО «Еврохим» в
настоящее время ведутся подготовительные работы к освоению калийных руд на
территории нефтяного месторождения имени Архангельского, находящегося в
опытно-промышленной эксплуатации. Территориальное совмещение калийного
рудника с действующими нефтяными скважинами не имеет мировых аналогов, что
определяет необходимость детальной проработки вопросов охраны недр и
окружающей среды.
С экологической точки зрения вызывает озабоченность и ввод в эксплуатацию
ранее законсервированных нефтяных месторождений (Бельское, Жилинское),
расположенных в районе водозабора «Усолка», используемого для хозяйственнопитьевого водоснабжения г. Березники, а также планируемое поисково-разведочное
бурение на выявленных сейсморазведкой в этом районе перспективных структурах.
Перечисленные факторы свидетельствуют, что в настоящее время масштабы
техногенной
нагрузки
Верхнекамского
на
региона
природные
геосистемы
увеличиваются,
что
и
геологическую
определяет
среду
необходимость
совершенствования системы экологического контроля за процессами техногенеза.
Следует отметить, что воздействие горного производства на природные
геосистемы имеет достаточно сложную структуру и зависит с одной стороны от
особенностей
применяемой
технологии
добычи
и
обогащения
полезных
ископаемых, а с другой – от геологических факторов, определяющих естественную
защищенность природных геосистем и потенциал самовосстановления. Все это
определяет необходимость комплексного анализа характера функционирования
геотехнических систем «наземно-подземные инженерные объекты – природные
геосистемы»
с
учетом особенностей
строения
и
современного
состояния
компонентов природной среды (атмосфера, природные ландшафты, подземные и
поверхностные воды, недра).
Необходимо учитывать, что геологическая среда является «закрытой» от
прямого наблюдения элементом природной среды. Это создает определенные
53
трудности при оценке характера протекающих в ней процессов техногенеза и их
экологической значимости и определяет актуальность разработки и внедрения
новых методов мониторинга за геологической средой. С этой точки зрения особый
интерес представляет технология газогеохимического зондирования, позволяющая
контролировать характер деформации породного массива и выявлять первые
признаки выщелачивания солей и активизации вертикальных перетоков флюидов в
приповерхностную часть разреза [15].
4.2.1. Масштабы техногенного воздействия калийных предприятий
Калийные предприятия, осуществляющие эксплуатацию Верхнекамского
месторождения, включают в свой состав как рудники, ведущие подземную добычу
сильвинито-карналлитовых руд и каменной соли, так и обогатительные фабрики по
их
переработке
Верхнекамского
в
конечный
продукт.
месторождения
Основной
является
особенностью
территориальное
освоения
сопряжение
горнопромышленного производства с территорией Березниковско-Соликамской
градопромышленной агломерации – разработка отдельных шахтных полей велась и
ведется непосредственно под городской застройкой, а промплощадки и инженерных
объекты являются составными элементами городской инфраструктуры.
Анализ
особенностей
функционирования
геотехнологических
систем
калийного производства позволяет выделить следующие основные особенности
процессов техногенеза, оказывающих наиболее значительное воздействие на
состояние природных геосистем: преобразование природных ландшафтов, связанное
с формированием техногенных форм рельефа (солеотвалы, шламохранилища),
процессы деформации земной поверхности над выработанным пространством;
активизация
геодинамических процессов в подрабатываемом горном массиве;
образование значительного объема твердых и жидких отходов обогатительного
производства, являющихся источником эмиссии в окружающую природную среду
широкого спектра поллютантов.
Деформация земной поверхности – обычное явление при подземной
разработке полезных ископаемых. Интенсивность этих процессов зависит от
54
особенностей геологического строения разрабатываемых шахтных полей и
параметров принятой технологии отработки продуктивных пластов. Результаты
инструментальных
наблюдений
за
сдвижением
земной
поверхности
на
разрабатываемых шахтных полях калийных предприятий показывают, что обычно
скорости оседания земной поверхности составляют 1-2 см/год, а накопленные
величины просадок не превышают первых десятков сантиметров. Исключение
составляют отдельные участки шахтных полей, характеризующиеся аномальным
геологическим строением, где над выработанным пространством отмечается более
интенсивное оседание земной поверхности, приводящее в ряде случаев к
активизации на земной поверхности эрозионно-суффозионных процессов и
формированию провальных воронок.
В качестве примера можно привести юго-западную часть шахтного поля
БКРУ-1, где в районе пос. Нов.Зырянка (южная окраина г.Березники) зафиксировано
образование более 50 провальных воронок диаметром до 2,5 м и глубиной 0,3-4,0 м.
Еще
более
значительные
масштабы
деформации
земной
поверхности
зафиксированы в районе аварийных ситуаций на рудниках БКРУ-3 и СКРУ-2. Так в
результате произошедшего в январе 1995 года обрушения горных выработок в
пределах шахтного поля СКРУ-2 над ними на земной поверхности образовалась
мульда проседания размерами 670 х 840 м и глубиной до 4,4 м. Размеры
сформировавшейся над затопленным рудником БКРУ-3 провальной воронки носят
еще более впечатляющие масштабы.
Последними событиями подобного рода явилось образование провальных
воронок, вызванных затоплением рудника БКПРУ-1. Проникновение надсолевых
вод в выработанное пространство рудника привело к формированию в соляной
толще карстовой полости, в которую в июля 2007 г. произошло внезапное
обрушение надсолевых горных пород. Размеры воронки, образовавшейся в
результате обрушения пород, составляли 55 х 80 м, глубина – около 15-20 м (до
коренных пород). В центре воронки образовалось трубообразное отверстие
размером 15х10 м с вертикальными стенками, уходящее вниз до карстовой полости.
55
В последующем размеры воронки расширились (70 х 114 м) и захватили
проходящую рядом железнодорожную ветку, что вызвало необходимость
строительства обходного пути (рисунок 4.2.1.1).
Рисунок 4.2.1.1 - Провальная воронка на БКПРУ-1
25 ноября 2010 года при проходе грузового состава в 405 метрах южнее
железнодорожной станции г. Березники и в 777 метрах севернее ранее
образовавшегося провала под железнодорожным полотном возникла новая воронка.
В настоящее время размеры воронки достигли 48 х 105 м при глубине 93-98 м,
причем не исключается возможность ее дальнейшего расширения.
Затопление рудника БКПРУ-1 способствовало усилению деформационных
процессов в надсолевом массиве над выработанным пространством, что связывается
56
с растворением межкамерных целиков. В настоящее время на отдельных участках
шахтного поля суммарное оседание земной поверхности достигает 1,3-1,8 м,
причем в ряде случаев современные скорости оседания достигают 27-34 мм/месяц,
что свидетельствует о продолжающихся деформационных процессах.
Совершенно очевидно, что основная опасность данных явлений связана с их
влиянием
на
наземные
инженерные
объекты
и,
в
первую
очередь,
на
промышленную и жилую застройку г. Березники.
Другим потенциально опасным для условий жизнедеятельности следствием
затопления рудника БКПРУ-1 является возможное образование в в приподнятых
участках выработанного пространства газо-воздушных скоплений, содержащих
горючих газов. Учитывая, что данные газовоздушные скопления будут находиться
под давлением около 2 МПа, не исключена вероятность, что в случае нарушения
водозащитной толщи может произойти разгрузка горючих газов по зонам
техногенной трещиноватости в приповерхностную часть разреза. Это может
привести к накопление их взрывоопасных концентраций в подвальных помещениях
жилых и производственных зданиях. Для контроля за данными процессами в
настоящее время в районах предполагаемого образования газо-воздушных
скоплений организована специализированная сеть газогеохимическог мониторинга
(рисунок 4.2.1.2).
Экологические
последствия
процессов
деформации
подрабатываемого
породного массива проявляются, в основном, через трансформацию инженерногеологических и гидрогеологических условий приповерхностной части разреза,
оказывающих влияние на состояние природных ландшафтов (подтопление и
заболачивание земель в районах оседания земной поверхности, прилегающих к
водоемам; активизации карстовых и суффозионных процессов). Деформационные
процессы
оказывают
влияние
и
на
структуру
фильтрационных
потоков,
определяющих направления, скорости и масштабы массопереноса загрязненных
стоков в приповерхностной гидросфере, в том числе их разгрузку в поверхностную
гидросеть.
57
В качестве примера экологических последствий данных процессов можно
привести формирование обширной зоны подтопления, вплоть до образования
техногенного озера в пойме р.Поповка, на участке максимального оседания земной
поверхности в пределах западного крыла шахтного поля рудника СКРУ-2.
Рисунок 4.2.1.2 - Схема газогеохимического мониторинга за газовоздушными
скоплениями в горных выработках
По
материалам
дешифрирования
аэрокосмоснимков
в
этом
районе
фиксируется зона деградации древесной растительности, связанная с подтоплением
территории и повышением минерализации грунтовых вод. Аналогичные явления
58
зафиксированы в верховьях и средней части долины р.Ленвы (БКРУ-2) и в долине
р.Черной (БКРУ-З) [16].
Другой стороной изменения естественного напряженного состояния массива
пород вследствие ведения горных работ является активизация геодинамических
процессов. Результаты сейсмологического мониторинга, проводимого в районе
разрабатываемых шахтных полей калийных рудников показывают, что процессы
деформирования
и
разрушения
пород
подработанного
соляного
массива
сопровождаются сейсмическими явлениями. Несмотря на то, что в большинстве
случаев они относятся к категории микрособытий низкого энергетического класса,
не
оказывающих
существенного
влияния
на
поверхностные
инженерные
сооружения, не исключается возможность их проявления в виде природнотехногенных землетрясений, являющихся реакцией геологической среды на
чрезмерные техногенные нагрузки. Подобные события уже зафиксированы в 1993 г.
вблизи затопленного рудника БКРУ-3 (4 балла по шкале Рихтера) и в 1995 г. в
пределах шахтного поля рудника СКРУ-2 (5 баллов).
Загрязнение природных геосистем калийными предприятиями в основном
связано с образованием в процессе обогащение калийных руд значительных
объемов галитовых отходов, складируемых в солеотвалы, и глинисто-солевых
шламов и избыточных рассолов, сбрасываемых в шламохранилища. Специфической
особенностью
этих
отходов
является
высокое
содержание
в
их
составе
легководорастворимых минералов, что определяет вынос содержащихся в них
поллютантов преимущественно в водной фазе.
Несмотря на то, что часть галитовых отходов используется в производстве и
закладывается в выработанное пространство, основная их масса складируется в
солеотвалы на земной поверхности. В настоящее время в семи существующих
солеотвалах, занимающих
площадь около 530 га, накоплено более 270 млн.т
галитовых отходов. Данные отходы состоят преимущественно из галита (более 90%)
с незначительной примесью сильвина, солей магния и кальция. Относительно
быстрое уплотнение поступающих на солеотвал галитовых отходов и формирование
на его поверхности глинисто-гипсовой корки исключает значительные масштабы их
59
пыления и аэрогенного переноса поллютантов. Это подтверждается результатами
опробования почв и снегового покрова на прилегающей к солеоотвалам территории
– признаки их значительного засоления практически отсутствуют [16, 17]. Основное
поступление поллютантов в окружающую природную среду связано с рассолами,
образующимися за счет отжатия остаточной влаги в толще солеотвала и при
растворении складируемых солеотходов атмосферными осадками. Ежегодный
суммарный объем образования подобных рассолов оценивается в более 10 млн. м3.
Другим видом отходов калийного производства являются глинисто-солевые
шламы, образующиеся в процессе обогащения калийных руд. Суммарное
количество этих отходов, колеблется в пределах 0,9-1,1 млн. т в год, а их общее
количество, накопленное
в семи существующих шламохранилищах калийных
предприятий, превышает 30 млн. м3. В отличие от галитовых отходов в составе
глинисто-солевых шламов содержатся в значительных количествах нерастворимые в
воде глинисто-карбонатные минералы (н.о. – 50-70%). Как показывают результаты
исследования
состава
этих
отходов,
они
представляют
собой
сложные
поликомпонентные органо-минеральные комплексы, объединяющие природные
(компоненты руд и галопелитов) и техногенные (химреагенты) составляющие [17,
18]. Значительное влияние на формирование их состава оказывают принятые
технологии обогащения и переработки калийных руд – возникающие в ходе данных
процессов
сорбционные
и
физико-химические
геохимические
барьеры
обуславливают накопление в глинисто-солевых шламах широкого спектра
микрокомпонентов (таблица 4.2.1.1.), многие из которых относятся к категории
экотоксикантов [19].
Следует отметить, что широкое использование при обогащении калийных руд
органических
флотореагентов
(первичные
алифатические
амины,
керосин,
оксиэтилированные жирные кислоты, сульфонаты, сульфоны, окисленный уайтспирт и др.), многие из которых в экологическом отношении слабо изучены, требует
более детального внимания к органической составляющей данных отходов. Кроме
того, не исключено, что в процессе трансформации органо-минеральных комплексов
могут образовываться новые органические соединения, отсутствующие в составе
60
используемых реагентов и выходящие за рамки контролируемых показателей. Это
подтверждается результатами хромато-масс-спектрометрического исследования
органической
составляющей
водных
вытяжек
шламов,
в
составе
которыхзафиксировано присутствие алифатических галогенсодержащих структур,
алифатических аминов, фталевой кислоты и ее эфиров и ряда других соединений
[18].
Таблица 4.2.1.1 - Микрокомпонентный состав руд и отходов калийных предприятий
Содержание, мг/кг
Калийные Галитовые ГлинистоВодная
Компонент
руды
отходы
солевые
вытяжка
шламы
из шламов
Барий
1,8-14,0
0,1-12,9
100-130
н.с.
Ванадий
1,8-10,0
отс.
0-51,2
н.с.
Железо
99-2200
90-380
1450-4200
<0,1
Кадмий
0,007-0,07 <0,1-1,8
3,4-5,5
н.с.
Кобальт
н.с.
<0,1-9,8
3-49
0,27-2,13
Марганец
21-100
4,1-35,0
29,4-79,8
0,14-0,72
Медь
0,2-7,6
0,9-4,5
0,8-24,2
0,07-0,38
Никель
0,8-7,6
0,21-3,9
3-39
0,40-1,97
Свинец
0,03-3,4
<0,1-3,1
5,8-57,2
1,02-6,92
Стронций
н.с.
15-35
0-120
3,4-17,7
Хром
2,5-3,2
0,15-9,3
4,4-105
0,13-0,40
Цинк
1,3-46,0
1,8-11,6
0-92
0,09-0,56
Бром
260-780
200-560
450-1120
5-150
Битумоиды
30-270
26-130
730-3000
0,99-17,90
Нефтепродукты
20-110
8-120
140-1960
0,10-2,00
Избыточные
рассолы
<0,04-3,2
0,004-0,65
0-16,0
отс.
1,58-4,89
2,8-9,0
0,10-0,79
<0,002-4,62
0-1,11
4,85-400,0
0,35-0,83
0,20-1.44
170-650
2,1-10,23
0,27-1,33
Несмотря на гидрофобность образующихся в шламах органо-минеральных
комплексов, определенная их часть растворима в воде, что обуславливает
возможность
поступления
процессы
в
случае
выщелачивания
шламов
атмосферными осадками.
Загрязнение широким спектром поллютантов характерно и для избыточных
рассолов, не используемых в оборотном водоснабжении технологических процессов
и также сбрасываемых в шламохранилища или поверхностную гидросеть (таблица
4.2.1.2).
61
Данные
рассолы
имеют
хлоридно-натриево-калиевый
состав
и
характеризуются суммарным содержанием солей в пределах 137-420 г/л. В их
составе присутствуют также широкий спектр микроэлементов и органических
соединений.
Таблица 4.2.1.2 - Сведения о выпусках сточных вод калийных предприятий,
организованных на реках ВКМКС
Река,
Предприятиеиспользуемая
водопользователь
для выпуска
Зырянка
БКРУ-1
Зырянка
Кама
БКРУ-2
БКРУ-4
Ленва
Потьва
Потьва
Быгель
СПК “Кама”
Ленва
Местоположение
Год ввода в
выпусков (берег,
экспрасстояние от устья)
луатацию
1. правый берег, 2 км
1954
2. правый берег, 2 км
1954
3. левый берег, 889 км
1954
1. правый берег, 16 км
1967
2. правый берег, 18 км
–
1. пруд-накопитель,
верховье
1991
2. пруд-накопитель
1994
рассолов, верховье
3. фильтр. рассолов,
1991
левый берег, 11 км
1. БОС, левый берег, 8 км
1972
2. фильтр. рассолов,
1987
левый берег, 9 км
Еще более значительны масштабы фильтрационных утечек рассолов через
дамбы и дно шламохранилищ и рассолосборников, которые, несмотря на
осуществляемые мероприятия по их гидроизоляции, имеют место на всех калийных
предприятиях, а их объемы даже по официальным данным достигают в отдельных
случаях сотни тысяч кубометров в год (таблица 4.2.1.3).
62
Таблица 4.2.1.3 - Объемы (тыс.м3/год) фильтрационных утечек из
шламохранилищ ОАО «Уралкалий» и ОАО «Сильвинит»
БКРУ-1 БКРУ- БКРУ-3 БКРУ-4 СКРУ2
1
н.с.
132
330
3.6
27
1730
696
541
48
Минимум
Максмум
СКРУ2
66
105
СКРУ3
44
1360
По мнению многих исследователей, фактические объемы фильтрационных
утечек во многих случаях имеют еще большие масштабы и в отдельных случаях
достигают 2 млн. м3/год [18, 20].
В
результате
данных
процессов
практически
вокруг
всех
объектов
складирования отходов сформировались обширные ореолы загрязнения гидросферы
(Рисунок 4.2.1.3). Часть фильтрационных рассолов под влиянием гравитационного
эффекта погружается в нижележащую часть разреза и выводится из зоны активного
водообмена, т.е. происходит их естественное захоронение в отрицательных
структурах соляно-мергельной толщи. Вместе с тем, значительная часть их (от 20 до
50% от общего объема фильтрационных утечек) разгружается в поверхностные
водотоки, что вместе с прямым сбросом в них промстоков приводит к
сверхнормативным концентрациям хлоридов и ряда других поллютантов. Как
показывают результаты детального исследования состава отходов калийного
производства [20, 21, 22], они могут выступать в качестве источников поступления в
гидросферу бромидов, тяжелых металлов, токсичных органических соединений,
которые, как правило, выходят за рамки экологического контроля.
Анализ результатов гидрорежимных наблюдений [17] показывает, что
масштабы хлоридного загрязнения приповерхностной гидросферы определяются не
только объемами фильтрационных утечек рассолов, но и условиями размещения
объектов отвально-шламового хозяйства. Масштабы формирующихся ореолов
хлоридного засоления гидросферы определяются гидродинамическим режимом
подземных вод. Повышенная плотность фильтрационных рассолов обуславливает
тенденцию их вывода из зоны активного водообмена за счет гравитационного
погружения
в
нижележащую
часть
63
разреза
(формирование
«интрузий»
неразбавленных
или
слаборазбавленных
рассолов).
Поступление
части
фильтрационных рассолов в поверхностную гидросферу имеет место в основном
только при расположении шламохранилищ непосредственно у речных водотоков,
служащих местными зонами разгрузки подземных вод.
Рисунок 4.2.1.3 - Схема загрязнения гидросферы Березниковско-Соликамского
промрайона
64
Исходя из выявленных особенностей формирования ореолов хлоридного
засоления
гидросферы,
объекты
отвально-шламового
хозяйства
калийных
предприятий можно разделить на 2 группы:
1) объекты, расположенные на надпойменных террасах р.Камы: БКРУ-1,
СКРУ-1,2, шламохранилище БКРУ-4.
Здесь широко развиты аллювиальные отложения значительной мощности,
которые обладают высокими фильтрационными свойствами. Как следствие этого значительные масштабы переноса техногенных рассолов по направлению к р.Каме и
низовьям ее притоков и разгрузки в данные водотоки. Гравитационное погружение
рассолов в подстилающие породы пестроцветной (ПЦТ), терригенно-карбонатной
(ТКТ) и соляно-мергельной (СМТ) толщ носит подчиненные масштабы.
2) объекты, расположенные на водораздельных пространствах притоков
р.Камы: БКРУ-2,3, СКРУ-3, промплощадка и солеотвал БКРУ-4.
Подстилающими породами здесь являются маломощный аллювий малых рек и
ручьев
и
скальные
породы
ПЦТ,
ТКТ,
СМТ,
обладающие
меньшей
водопроницаемостью. Обычно для таких объектов отмечается до трех направлений
фильтрации рассолов: фильтрация в аллювиальных отложениях, фильтрация в
верхних горизонтах скальных пород в направлении местного базиса эрозии,
нисходящая
фильтрация
под
воздействием
гравитационного
эффекта
в
нижележащие горизонты. Последнее направление играет существенную роль и
обуславливает вывод значительной массы фильтрационных рассолов из зоны
активного водообмена и их захоронение в отрицательных структурах соляномергельной толщи.
Таким образом, можно констатировать, что техногенное воздействие
калийных предприятий на экологическую обстановку Березниковско-Соликамского
промрайона носит значительные масштабы и вряд ли снизится в ближайшей
перспективе
без
осуществления
специальных
мероприятий
по
утилизации
накопленных отходов. Более того, учитывая, что в ближайшей перспективе
предусматривается строительство новых рудников, объем отходов калийного
производства будет нарастать и появятся новые источники эмиссии поллютантов.
65
Для снижения масштабов негативного воздействия калийных предприятий,
наряду
с
осуществляемой
закладкой
галитовых
отходов
в
выработанное
пространство, необходимо более активно внедрять технологии подземного
складирования глинисто-солевых шламов в специальных камерах большого сечения
и сброса избыточных рассолов в поглощающие горизонты.
4.2.2.
Масштабы
техногенного
воздействия
нефтедобывающих
предприятий
Особенностью
техногенеза
нефтедобывающего
профиля
является
значительная глубинность охвата геологической среды техногенными нагрузками
(до 2-2,5 км). Специфика разработки нефтяных месторождений (сочетание
эжекционно-инжекционных процессов, связанных с извлечением из недр пластовых
флюидов и закачкой в процессе заводнения значительных объемов "чуждых" вод и
химических реагентов) приводит к тому, что основная техногенная нагрузка
приходится на подземную гидросферу.
Результаты
геоэкологической
паспортизации
нефтяных
месторождений
Верхнекамского региона [23-31] показывают, что наиболее значительные масштабы
техногенного воздействия на гидросферу связаны с этапом их поисковоразведочного
и
эксплуатационного
разбуривания.
Основными
источниками
загрязнения гидросферы являются отходы строительства скважин (отработанный
буровой раствор - ОБР, буровые сточные воды - БСВ, буровой шлам - БШ),
складируемые
в
шламовых
амбарах
на
площадках
буровых.
Основными
загрязняющими веществами, содержащимися в жидкой фазе данных отходов,
являются
хлориды,
нефтепродукты
и
химреагенты,
используемые
для
приготовления растворов (Таблица 4.2.2.1).
Таблица 4.2.2.1 - Ионно-солевой состав жидкой фазы шламовых амбаров
Значения
Минция,
мг/л
Минимальные
830,9
Максимальные 66485,7
Средние
12521,1
HCO3
-
109,8
3342,8
683,4
Солевой состав, мг/л
Cl
SO42Ca2+
Mg2+
-
154,1
37322,1
6803,1
66
74,7
490,9
285,0
82,5
1084,7
399,3
K+Na
ХБ,
мг/л
НП,
мг/л
27,5
24,3
1,4 0,27
669,3 23992,1 40,0 17,51
195,8 4154,5 12,6 3,95
Химический анализ показал, что жидкие отходы бурения содержат в своем
составе значительное количество неорганических макрокомпонентов и по ряду
гигиенических показателей (в частности, содержанию хлоридов) превышают
значения водохозяйственных ПДК более чем в 2 раза (таблица 4.2.2.1). Высокая
степень хлоридного засоления, характерная для буровых отходов, связана с
использованием при строительстве скважин на территории Соликамской депрессии
специальных соленасыщенных буровых растворов, применяемых при проходке
кунгурской галогенной толщи.
Проникновение поллютантов в приповерхностную гидросферу происходит за
счет фильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в грунтовые воды. Как
показывает анализ данных ведомственного контроля, несмотря на осуществляемые
мероприятия по гидроизоляции шламовых амбаров, фильтрация из них стоков –
довольно распространенное явление.
Для иллюстрации масштабов данных процессов и их влияния на загрязнение
приповерхностной гидросферы приведем данные геоэкологического обследования
территории Сибирского месторождения (Рисунок 4.2.2.1). Обобщение результатов
опробования наблюдательных скважин-шурфов, пробуренных в районе шламовых
амбаров, показывает, что фильтрационные утечки загрязненных стоков из
шламовых амбаров фиксировались практически на всех разбуриваемых кустах, что
приводило к формированию в зоне аэрации «подвешенных» техногенных
водоносных горизонтов, характеризующихся сверхнормативным содержанием
хлоридов и нефтепродуктов. Кроме этих поллютантов зафиксировано повышенное
содержание в них битуминозных компонентов, свидетельствующее о присутствии в
буровых стоках широкого спектра неуглеводородных органических поллютантов,
связанных, по всей видимости, с используемыми буровыми химреагентами.
Формирующиеся в результате фильтрационных утечек буровых стоков техногенные
водоносные
горизонты
носят
локальный
характер
и
развиты
только
непосредственно под шламовыми амбарами, не выходя за пределы промплощадок.
Загрязнение приповерхностной гидросферы за счет гравитационного опускания
67
минерализованных фильтрационных стоков происходит лишь в единичных случаях
(при сочетании значительных объемов утечек с низкой степенью естественной
защищенности грунтовых вод) и приводит к формированию локальных ореолов
повышенных концентраций поллютантов, не выходящих за контуры площадок
кустов. Так, несмотря на фиксируемые практически повсеместно утечки буровых
стоков
на
Сибирском
месторождении,
явные
признаки
загрязнения
вод
соликамского водоносного комплекса зафиксированы лишь на двух кустах; в
остальных случаях разубоживание стоков в процессе фильтрации не привело к
нарушению естественного гидрохимического фона приповерхностной гидросферы
[29, 32]
Рисунок 4.2.2.1 – Характер загрязнения приповерхностной части разреза (глубина
20-32 м) Сибирского месторождения под вождействием буровых работ.
68
Более значительные масштабы загрязнения приповерхностной гидросферы
можно ожидать в болотистой местности, характеризующейся незначительной
глубиной залегания грунтовых вод и малой мощностью зоны аэрации, снижающей
ее защитную роль. Быстрое проникновение буровых стоков в грунтовые воды
обуславливает более высокий уровень их загрязнения и значительный ореол их
рассеяния в приповерхностной гидросфере. В этом случае не исключена частичная
разгрузка загрязненных вод в поверхностные водотоки.
Таким образом, при значительной глубине залегания подземных вод (более
25-30
м) даже
в
случае
значительных
объемов фильтрационных
утечек
происходящие в разрезе зоны аэрации и активного водообмена процессы приводят к
существенному разбавлению стоков и обеспечивают, как правило, снижение уровня
загрязнения приповерхностной гидросферы до экологически приемлемых значений.
Формирующиеся в этих условиях очаги загрязнения носят локальный характер и,
как правило, не распространяются за пределы буровых площадок. Разгрузка данных
стоков в поверхностную гидросеть практически не наблюдается.
При вводе месторождений в промышленную разработку, технологический
процесс которой предусматривает использование герметизированной системы сбора
и транспорта добываемой продукции, загрязнение природных геосистем может
происходить лишь в случае разгерметизации нефтепромыслового оборудования или
нарушении технологического регламента его ремонта. В большинстве своем
подобные ситуации приводят лишь к незначительному загрязнению промплощадок
и прилегающей к ним территории и формированию локальных очагов загрязнения
грунтовых вод.
Обобщение
материалов
эксплуатируемых
Чашкинское,
геоэкологического
месторождений
Сибирское,
им.Архангельского)
показало,
Верхнекамского
Уньвинское,
что
обследования
региона
Гагаринское,
техногенное
территории
(Юрчукское,
Шершневское,
преобразование
природных
геосистем носит незначительные масштабы и не создает угрозы для природных
ландшафтов. Зафиксированные отдельные очаги загрязнения почв и вод, связанные
преимущественно с проводимыми на месторождениях буровыми работами, имеют
69
незначительные размеры и не оказывают существенного влияния на экологическую
обстановку.
Подавляющее
большинство
проанализированных
проб
почв
характеризуется фоновым содержанием и нефтепродуктов (таблица 4.2.2.2).
Незначительное загрязнение почв фиксируется только
на отдельных
промплощадках нефтепромысловых объектов и не выходит за пределы их
обваловок.
Таблица 4.2.2.2 - Химический состав проб почв в районе нефтяных месторождений
Соликамской впадины
Пределы Сумма Содержания ионов в водной вытяжке из почв: Нефтепродукт,
содержания солей,
мг-экв/100 г п-ды / % вес.
г/кг
вес.% HCO3
Cl
SO4
Ca
Mg
K+Na
Min
0,022
0,10
0,05
0,13
0,08
0,00
0,02
<0,05
0,006 0,002 0,006 0,001
0,0005
Max
0,156
0,85
1,09
3,50
4,30
0,70
7,46
1,50
0,052 0,038 0,17
0,086 0,008 0,172
Распространение
загрязнения
с
поверхностным
стоком
на
прилегающую
территорию не фиксируется, о чем свидетельствует отсутствие признаков
загрязнения вод и донных отложений прилегающих поверхностных водотоков.
Аналитическое исследование состояния приземных слоев атмосферы вблизи
действующих объектов нефтепромысловых объектов показало, что концентрации
предельных и ароматических углеводородов, Н2S, NO2, SO2, полученные на границе
их санитарно-защитных зон, значительно ниже ПДК. (таблица 4.2.2.3).
70
Таблица 4.2.2.3 - Результаты атмохимических исследований в районе пробуренных
скважин на месторождении им.Архангельского
Ингредиенты
Пределы
содержания,
мг/м3
Min
Max
ПДК м. р. раб.
зоны
ПДК м.р. нас.
пункт
УВ на
гексан
4,21
55,32
H2S
SO2
NO2
бензол
отс.
0,0059
0,06
0,273
0,001
0,070
отс.
1,33
отс.
0,25
отс.
отс.
300,0
3,0
10,0
2,0
5,0
50,0
50,0
60,0
0,008
0,50
0,85
1,50
0,60
0,20
ксилол толуол
Существующие масштабы техногенных нагрузок не привели к существенным
изменениям в характере и составе растительности: Видовой состав растительных
сообществ
на
территории,
прилегающей
к
нефтепромысловым
объектам,
практически не включает синантропных видов, а пространственно-временные
параметры изменения фитоценотического покрова носят точечных характер.
О масштабах техногенного воздействия нефтепромысловых объектов на
приповерхностную
наблюдений,
наблюдательных
гидросферу
проводимых
можно
ООО
судить
по
материалам
“ПермНИПИнефть”
гидрогеологических
(нг)
скважинах
в
в
режимных
специальных
районе
нефтяных
месторождений ВКМКС (Юрчукское, Чашкинское, Уньвинское, Сибирское) с конца
70-х - начала 80-х годов. Анализ результатов режимных гидрогазобиохимических
исследований нг-скважин позволяет сделать следующие выводы:
1. Отмеченные изменения основных компонентов ионно-солевого состава вод
в большинстве нг-скважин происходят на уровне фоновых или близких к ним
значений и не сопровождаются коренным изменением гидрохимического облика
вод, свидетельствующего о значительных масштабах их техногенного загрязнения
за счет поверхностных или глубинных факторов.
2. Появление «нефтепродуктов» в подземных водах происходит на фоне
незначительных изменений основных гидрогеохимических показателей и не носит
постоянного характера. Присутствие аномально высоких (более 0,3 мг/л)
71
концентраций данных соединений носит кратковременный («мерцающий») характер
и,
как
правило,
не
сопровождается
присутствием
низкомолекулярных
ароматических углеводородов. Не исключено, что данное явление отражает
изменение природного гидрогеохимического фона приповерхностной гидросферы,
обусловленное
естественным
геодинамическим
режимом
территории,
контролирующим проницаемость трещинно-разрывных структур осадочного чехла
и масштабы «углеводородного дыхания» недр. С этими же процессами связано
присутствие в составе водорастворенных газов микроконцентраций углеводородов,
отражающих природный газогидрохимический фон приповерхностной гидросферы,
формирующийся под влиянием «ореолов рассеяния» нефтяных залежей.
Результаты
месторождениях
режимных
гидрогеологических
показывают,
нефтепромысловых
что
объектов
при
наблюдений
нормальном
на
режиме
сверхнормативного
нефтяных
эксплуатации
загрязнения
вод
приповерхностной гидросферы не происходит. Фиксируемые в отдельных случаях
очаги загрязнения, связанные с инфильтрацией стоков с поверхности, носят
локальный характер и, как правило, не выходят за пределы промплощадок, а тем
более – за пределы горных отводов месторождений.
Наиболее
гидросферы
значительные
фиксируются
в
масштабы
пределах
загрязнения
факельных
приповерхностной
площадок
Сибирского,
Уньвинского, Чашкинского и Юрчукского месторождений, используемых для
временного
хранения
нефтешламов
и
замазученного
грунта.
Проведенное
обследование этих объектов показало, что данные объекты являются постоянно
действующими источниками эмиссии широкого спектра органических поллютантов
в приповерхностную гидросферу за счет выщелачивания нефтезагрязненных
отходов
атмосферными
осадками.
Анализ
результатов
гидрорежимных
исследований наблюдательных скважин показывает, что для всех из них в
настоящее время характерно наличие сложных по составу очагов загрязнения
приповерхностной гидросферы. Несомненно, что для нормализации экологической
обстановки требуется проведение специальных рекультивационных мероприятий
данных промплощадок.
72
Таким образом, анализ материалов геоэкологического обследования нефтяных
месторождений Верхнекамского региона показывает, что наиболее значительное
негативное воздействие на экологическую обстановку, и в первую очередь на
гидросферу, связано с применяемыми технологиями складирования и утилизации
отходов бурения и нефтедобычи. Для исключения этих явлений целесообразно
осуществление следующих мероприятий:
- использование при строительстве скважин технологии безамбарного
бурения, исключающей складирование на поверхности загрязненных отходов;
- утилизация накопленных отходов нефтедобычи и отказ от дальнейшего
использования факельных площадок для их хранения.
Вместе с тем, не исключено, что загрязнение приповерхностной гидросферы
возможно и за счет глубинных источников. При этом, путями вертикальных
перетоков флюидов могут выступать не только негерметичные скважины, но и зоны
повышенной трещиноватости осадочного чехла. Это подтверждается результатами
газогеохимических
и
сейсморазведочных
работ
на
месторождении
им.
Архангельского, показавшего наличие тектонически ослабленных зон «сквозного»
типа. Не исключено, что при значительных техногенных нагрузках (создание
высоких
давлений
нагнетания)
подобные
зоны
могут
приобрести
флюидопроницаемость.
Несомненно,
что
при
освоении
новых
месторождений
необходимо
выполнение специальных инженерно-экологических исследований, направленных
на изучение особенностей геологического строения зоны аэрации и детализацию
условий
естественной
защищенности
подземных
вод
от
поверхностного
загрязнения, что позволит выбрать оптимальные участки размещения буровых и
нефтепромысловых объектов, исключающих попадание загрязняющих веществ в
гидросферу даже в случае аварийных ситуаций. Кроме того, вводу нефтяных
месторождений
в
промышленную
эксплуатацию
должна
предшествовать
организация комплексного экологического мониторинга состояния природных
геосистем, включая создание специализированной системы мониторинга за
процессами техногенеза в геологической среде. Наряду с расширением сети
73
наблюдательных гидрорежимных скважин, в данную систему могут быть включены
газогеохимические
исследования,
позволяющие
выявлять
ранние
признаки
активизации вертикальных перетоков пластовых флюидов в приповерхностную
часть разреза. Как показывает опыт газогеохимических исследований на нефтяных
месторождениях Пермского Прикамья, в т.ч. в Соликамской депрессии, в случае
нарушения герметичности скважин и активизации вертикальных перетоков
пластовых флюидов в околоствольном пространстве концентрация углеводородных
компонентов в составе подпочвенного газа достигает «ураганных» значений (до 1020 % объем.), значительно превышающих газогеохимический фон, обусловленный
природными
«ореолами
рассеяния»
залежей
углеводородов.
Практическое
внедрение данного метода контроля за процессами техногенеза возможно на основе
использования современного поколения экспресс-газоанализаторов Ecoprobe-5
(производство чешской фирмы RS DYNAMICS), эксплуатация которых возможна
как в ручном, так и в автоматизированном режиме.
Основные выводы
Приведенный обзор современной экологической обстановки в пределах
Верхнекамского региона, в том числе в районах деятельности калийных и
нефтедобывающих предприятий, позволяет сделать следующие выводы:
1. Техногенные нагрузки на окружающую природную среду, связанные с
производственной деятельностью промышленных предприятий БерезниковскоСоликамского промрайона, привели к значительным масштабам антропогенного
преобразования практически всех компонентов окружающей природной среды.
Наиболее существенные масштабы техногенного преобразования характерны для
водных ресурсов, интенсивность загрязнения которых превосходит все другие
компоненты
природной
среды.
Особенно
это
касается
приповерхностной
гидросферы, которая в настоящее время представляют собой
природно-
техногенную систему, оказывающую активное и весьма существенное по
масштабам
влияние
экологическую
на
все
обстановку
элементы
в
целом.
74
окружающей
природной
Длительный
характер
среды
и
релаксации
сформировавшихся
в
геологической
среде
природно-техногенных
геогидродинамических систем не позволяет надеяться на улучшение ее состояния в
обозримой перспективе за счет процессов естественного самоочищения. Учитывая,
что подземные воды являются основным источником хозяйственно-питьевого
водоснабжения населенных пунктов Верхнекамского региона, при планировании
дальнейшего освоения его минеральных ресурсов особое внимание должно
уделяться разработке мероприятий, направленных на исключение или снижение до
экологически
приемлемого
уровня
техногенной
нагрузки
на
гидросферу,
являющуюся наиболее чувствительным элементом природной среды.
2. Из производственных объектов доминирующее значение в преобразовании
природных ландшафтов и загрязнении окружающей среды Верхнекамского региона
имеют калийные предприятия. Используемые в настоящее время технологии
добычи и переработки калийных руд сопровождаются образованием значительного
количества отходов, складируемых на поверхности и являющихся основными
источниками
эмиссии
поллютантов
в
природные
геосистемы.
Анализ
производственной деятельности данных предприятий показывает, что, несмотря на
осуществляемые мероприятия по утилизации накопленных и вновь образующихся
отходов (закладка галитовых отходов в выработанное пространство, подземное
складирования глинисто-солевых шламов в специальных камерах), объем их
складирования
на
поверхности
продолжает
увеличиваться.
Этому
будет
способствовать и планируемый в ближайшей перспективе пуск новых калийных
предприятий.
Для снижения негативного воздействия на окружающую среду необходима
активизация работ, направленных на практическую реализацию других направлений
утилизации отходов – создание полигонов закачки избыточных рассолов в
поглощающие горизонты. Вместе с тем, это не исключает возможности
параллельной реализации и другого направления утилизации этих рассолов,
получившего научное обоснование в ранее проведенных исследованиях –
использование их в технологических процессах расположенных в данном регионе
нефтедобывающих предприятий (системы поддержания пластового давления).
75
3. Техногенные нагрузки на компоненты природной среды, сопровождающие
освоение ресурсов углеводородов, носят умеренные масштабы и не приводят к
ухудшению
экологической
обстановки
на
прилегающих
к
нефтяным
месторождениям территориях. Использование передовых технологий строительства
нефтяных скважин (безамбарное бурение, многозабойные конструкции с большими
проложениями), а также реализация комплекса природоохранных мероприятий,
позволяет сократить масштабы техногенного воздействия на окружающую
природную среду до экологически безопасного уровня, позволяющего вести работы
даже в пределах территорий с режимом особого природопользования. В связи с
этим, освоение нефтяных месторождений, территориально совмещенных или
сопряженных с зонами техногенного воздействия калийных предприятий, с
экологической точки зрения вполне допустимо.
4. Практической реализации любых вариантов освоения минеральных
ресурсов
Верхнекамского
региона
должны
предшествовать
специальных
инженерно-экологические исследования, направленные на изучение особенностей и
современного состояния природных геосистем исследуемых районов и обоснование
оптимальных вариантов технологических решений, минимизирующих масштабы
техногенного воздействия на компоненты окружающей природной среды до
экологически
приемлемых
уровней.
Обязательным
условием
экологически
безопасного освоения недр является расширение методов контроля за процессами
техногенеза в геологической среде, в том числе внедрение передовых технологий,
позволяющих перейти от эпизодических редких обследований к непрерывному
автоматизированному контролю в режиме реального времени.
76
4.3. РАЗРАБОТКА ПРИМЕРА ОСВОЕНИЯ ТИПОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
НЕФТИ
НА
ТЕРРИТОРИИ
ВКМКС,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО
МИНИМАЛЬНЫЕ ПОТЕРИ СОЛЕЙ В ЦЕЛИКАХ
4.3.1. Разработка примера освоения типового месторождения нефти на
территории ВКМКС
Опыт разработки
Уньвинского, Юрчукского, Сибирского, Шершневского,
Логовского месторождений Соликамской депрессии показывает, что основными
объектами разработки в районе ВКМКС являются карбонатные залежи в
башкирских
отложениях,
терригенные
залежи
в
визейских
отложениях,
карбонатные залежи в турне-фаменских отложениях. С учетом этого в качестве
типового объекта ВКМКС выбрано месторождением им.Архангельского, для
которого выявлены карбонатная залежь башкирского яруса (пласт Бш); терригенные
залежи визейского яруса (пласты Ал, Бб); карбонатная турне-фаменская залежь
(пласт Т-Фм) [33].
К настоящему времени месторождение им.Архангельского находится на
первой стадии разработки. Принятые для расчетов геологические запасы нефти
(категорий С1 + С2) представлены в таблице 4.3.1.1.
Таблица 4.3.1.1 - Распределение запасов по категориям и объектам разработкина
месторождении им.Архангельского
Объект разработки
Категория запасов
Бш
Ал
Бб
Т-Фм
Месторождение
С2
С1
С1
С1+С2
С1+С2
Геологические
запасы нефти, тыс.т
1962
1371
5879
3999
13211
Разработка месторождения им. Архангельского предусматривает бурение
боковых горизонтальных стволов из существующих разведочных скважин на
77
следующие продуктивные пласты: Бш, Ал, Бб и Т-Фм. Согласно рекомендуемому
варианту разработки башкирский объект является возвратным (с 2061 г.).
Проектные скважины размещены в пределах изопахиты 3,0 м, учитывая
водоплавающий характер залежи. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,0 м
до 6,0 м. Схема размещения проектных скважин для объекта Бш приведена на
рисунке 4.3.1.1.
Рисунок 4.3.1.1 – Схема размещения пробуренных и проэктных скважин. Объект Бш
По алексинскому объекту проектные скважины размещались в пределах
изопахиты 2,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в планируемых
скважинах изменяется от 2,0 м до 8,0 м. Схема размещения проектных скважин для
объекта Ал приведена на рисунке 4.3.1.2.
Рисунок 4.3.1.2 – Схема размещения пробуренных и проэктных скважин. Объект Ал
По бобриковскому объекту проектные скважины размещались в пределах
изопахиты 4,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в планируемых
78
скважинах изменяется от 4,0 м до 12,0 м. Схема размещения проектных скважин для
объекта Бб приведена на рисунке 4.3.1.3.
Рисунок 4.3.1.3 – Схема размещения пробуренных и проэктных скважин. Объект Бб
По турнейско-фаменскому объекту проектные скважины размещались в
пределах изопахиты 3,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в планируемых
скважинах изменяется от 4,0 м до 24,0 м. Схема размещения проектных скважин для
объекта Т-Фм приведена на рисунке 4.3.1.4.
Рисунок 4.3.1.4 – Схема размещения пробуренных и проэктных скважин. Объект ТФм
79
Для оценки дебитов горизонтальных скважин
использована формула
Григулецкого В. Г. [34]:
kv . k h
2
qh =
.
 . h . P
 . B0 . [ ln (4RK / L) + ( . h / L) ln ( . h /2 . RC)]
(4.3.1.1)
где B0 – пластовый объемный фактор нефти; L – длина горизонтальной части
ствола; P – депрессия; RK – радиус контура питания; RC – радиус скважины; h–
вскрытая
эффективная
нефтенасыщенная
толщина;
kv
–
вертикальная
проницаемость; kh – горизонтальная проницаемость;  =  kh / kv
Результаты расчетов приведены в таблице 4.3.1.2. Как видим из таблицы,
дебиты горизонтальных скважин (ГС), планируемых на объекты в рассматриваемом
варианте в зависимости от вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины,
изменяются от 26,1 до 114,7 т/сутки. В среднем дебит ГС больше дебита ВС в 2,5
раза. При моделировании на гидродинамических моделях диапазон изменения
дебитов заложенных горизонтальных скважин составляет 35,4-71,2 м3/сутки.
Таблица 4.3.1.2. - Расчет дебитов горизонтальных скажин для месторождения им.
Архангельского
объект
разработки
Бб
Бб
Фм
Фм
Бш
Бш
Ал
Ал
№ скважин
561, 611, 612
562, 563
552, 553
551
554, 555, 613, 614
564, 565
621
622
Kv
Kh
объемh, м
вязкость
L
(верт. (гориз.
дебит, дебит,
P пл., P заб., депрессия,
ный
Rконт.
(толщ.
нефти,
гор.ст
r скв, м 3
прониц) прониц)
Па
Па
Па
коэффи
пит, м
м /сут т/сут
пласта)
Па*с
в, м
2
2
циент
м
м
2,9E-15
2,9E-15
5,8E-15
5,8E-15
1,2E-15
1,2E-15
1,5E-14
1,5E-14
2,9E-13
2,9E-13
5,8E-14
5,8E-14
1,2E-14
1,2E-14
1,5E-13
1,5E-13
5,0
8,0
7,0
12,0
6,0
4,5
6,0
4,0
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
2E+07
1E+07
1E+07
2E+07
2E+07
1300000
1300000
2000000
2000000
4100000
4100000
2000000
2000000
0,00240
0,00240
0,00182
0,00182
0,00124
0,00124
0,00404
0,00404
1,165
1,165
1,199
1,199
1,222
1,222
1,096
1,096
200
200
200
200
200
200
200
200
500
500
500
500
500
500
500
500
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
106,6
136,7
74,9
112,4
40,3
31,4
82,0
57,5
89,4
114,7
62,4
93,6
33,4
26,1
68,0
47,8
В соответствии с требованиями «Инструкции по безопасному проведению
работ…», бурение скважин на новых месторождениях в районе ВКМКС,
рекомендуется проводить кустовым методом. Проводка глубоких скважин должна
осуществляться по специальной технологии бурения и крепления скважин,
разработанной ПГТУ для условий Верхнекамского месторождения калийных солей.
Это технология апробирована для данного района и подтверждена опытом бурения
80
сотен скважин, что было убедительно показано в первом разделе отчета. Для
уменьшения размеров предохранительного целика, нефтяные скважины проходят
пласты калийных солей вертикальным стволом. Набор кривизны начинается после
проходки соленосной толщи, т.е. с глубины 1000 м.
Минимальное давление на забоях добывающих скважин принимается ниже
давления насыщения нефти газом на 15 %, что позволит избежать развития в
залежах режима растворенного газа. При ожидаемых дебитах отбор нефти
планируется вести механизированным способом. Давление на устье нагнетательных
скважин, исходя из проектной глубины залегания продуктивных пластов и горного
давления на этих глубинах, рекомендуется принять равным 20,0 МПа. Коэффициент
эксплуатации добывающих скважин принят равным 0,95 с учетом времени на
проведение исследовательских работ по контролю за разработкой залежей и
техническим состоянием скважин.
Фактически достигнутая скорость при бурении нефтяных скважин на
территории Верхнекамского месторождения калийных солей составляет 10 тыс. м. в
год на одну буровую установку. На основании среднестатистических данных по
Пермской области, время работы скважин в год ввода принято равным 155 суток.
Расчет
технологических
программного
комплекса
показателей
TEMPEST
проводился
MORE
с
использованием
моделирования
процессов
нефтеизвлечения, позволяющим в максимальной степени учесть влияние различных
факторов.
В
результате
гидродинамического
моделирования
получены
технологические показатели разработки по каждому эксплуатационному объекту.
Для месторождения в целом выполнен расчет суммарного варианта. Характеристика
фонда скважин и динамика основных показателей разработки представлены в
таблице 4.3.1.3.
Сравнение основных показателей по объектам дано в таблице 4.3.1.4. Уровни
отбора нефти по каждому объекту разработки получены в соответствии с динамикой
ввода проектных скважин по годам. Приняты следующие показатели разработки
81
Таблица 4.3.1.3 - Характеристика основного фонда скважин месторождения им. Архангельского.
Объекты разработки пласты Бш+Ал+Бб+Т-Фм.
Вариант суммарный 3 Часть 1
82
Продолжение таблицы 4.3.1.3
83
Продолжение таблицы 4.3.1.3
84
Продолжение таблицы 4.3.1.3
85
Продолжение таблицы 4.3.1.3
86
Продолжение таблицы 4.3.1.3 - Характеристика основных показателей разработки месторождения им. Архангельского.
Объекты разработки пласты Бш+Ал+Бб+Т-Фм.
Вариант суммарный 3. Часть 2
Годы
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
Добы Темп отбора Накоп. Отбор Коэф-т Годовая добыча
ча
от извл. зап. добыча извл. извлеч
жидкости
всего, мех.сп.
нефти начал. текущ. нефти, за.
%
, тыс.т %
тыс.т. пасов нефти, тыс.т. тыс.т.
2
3
4
5
6
7
8
9
63,8
1,5
1,5
222,5
5,1
0,017
70,6
0,0
177,1 4,0
4,3
399,6
9,1
0,030 193,4
0,0
224,1 5,1
5,6
623,8 14,2 0,047 253,9
12,6
214,5 4,9
5,7
838,2 19,1 0,063 254,9 174,9
203,0 4,6
5,7 1041,2 23,7 0,079 257,2 257,2
190,2 4,3
5,7 1231,4 28,1 0,093 259,6 259,6
179,9 4,1
5,7 1411,3 32,2 0,107 262,3 262,3
168,7 3,8
5,7 1579,9 36,0 0,120 263,5 263,5
158,4 3,6
5,6 1738,3 39,6 0,132 265,4 265,4
147,9 3,4
5,6 1886,2 43,0 0,143 267,3 267,3
134,0 3,1
5,4 2020,2 46,1 0,153 270,6 270,6
120,6 2,8
5,1 2140,9 48,8 0,162 272,3 272,3
110,5 2,5
4,9 2251,4 51,3 0,170 274,1 274,1
100,7 2,3
4,7 2352,0 53,6 0,178 276,0 276,0
93,6
2,1
4,6 2445,6 55,8 0,185 278,1 278,1
87,3
2,0
4,5 2532,9 57,7 0,192 278,2 278,2
81,8
1,9
4,4 2614,7 59,6 0,198 278,2 278,2
77,2
1,8
4,4 2691,9 61,4 0,204 278,2 278,2
74,2
1,7
4,4 2766,1 63,1 0,209 263,7 263,7
70,5
1,6
4,3 2836,5 64,7 0,215 260,7 260,7
66,9
1,5
4,3 2903,5 66,2 0,220 261,3 261,3
63,6
1,4
4,3 2967,1 67,6 0,225 261,9 261,9
60,0
1,4
4,2 3027,1 69,0 0,229 262,8 262,8
55,7
1,3
4,1 3082,7 70,3 0,233 260,6 260,6
51,8
1,2
4,0 3134,6 71,5 0,237 258,4 258,4
48,6
1,1
3,9 3183,2 72,6 0,241 256,2 256,2
87
Закачка
Комп- Добыча нефтяНакопленная Обводность
рабочих
я
добыча
ного газа
год-я,
накоп.
год-я,
накоп.
всего, мех.сп. продотбора
тыс.т. тыс.т. и, % тыс.м3 тыс.м3 закач- млн.нм3 млн.нм3
10
11
12
13
14
15
16
17
232,9
0,0
9,6
0,0
0,0
0,0
5,2
19,6
426,3
0,0
8,4
0,0
0,0
0,0
13,3
32,8
680,2
12,6
11,7
0,0
0,0
0,0
17,6
50,4
935,1
187,5
15,9
0,0
0,0
0,0
16,9
67,3
1192,3 444,7
21,1
0,0
0,0
0,0
16,1
83,4
1451,9 704,3
26,7
0,0
0,0
0,0
15,1
98,6
1714,2 966,6
31,4
0,0
0,0
0,0
14,3
112,9
1977,7 1230,1 36,0
0,0
0,0
0,0
13,4
126,3
2243,2 1495,5 40,3
0,0
0,0
0,0
12,6
138,9
2510,5 1762,8 44,7
0,0
0,0
0,0
11,7
150,6
2781,1 2033,5 50,5
0,0
0,0
0,0
10,6
161,3
3053,4 2305,8 55,7
0,0
0,0
0,0
9,6
170,8
3327,5 2579,9 59,7
0,0
0,0
0,0
8,8
179,6
3603,5 2855,9 63,5
0,0
0,0
0,0
8,0
187,6
3881,7 3134,0 66,4
0,0
0,0
0,0
7,5
195,1
4159,8 3412,2 68,6
0,0
0,0
0,0
7,0
202,1
4438,1 3690,5 70,6
0,0
0,0
0,0
6,6
208,7
4716,3 3968,7 72,2
0,0
0,0
0,0
6,2
214,9
4980,1 4232,4 71,9
0,0
0,0
0,0
6,0
220,9
5240,8 4493,2 73,0
0,0
0,0
0,0
5,6
226,5
5502,1 4754,5 74,4
0,0
0,0
0,0
5,4
231,9
5764,0 5016,4 75,7
0,0
0,0
0,0
5,1
237,0
6026,9 5279,2 77,2
0,0
0,0
0,0
4,8
241,8
6287,5 5539,8 78,6
0,0
0,0
0,0
4,5
246,3
6545,9 5798,2 79,9
0,0
0,0
0,0
4,2
250,5
6802,0 6054,4 81,0
0,0
0,0
0,0
3,9
254,4
Продолжение таблицы 4.3.1.3
1
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
2
45,8
43,0
40,4
36,9
33,4
30,4
28,1
26,2
24,7
23,4
22,2
21,1
20,1
19,2
18,3
17,5
16,8
16,0
15,4
14,8
14,3
13,7
13,1
12,7
12,2
11,5
10,9
10,4
9,9
19,9
35,7
33,3
30,8
27,7
23,7
20,0
3
1,0
1,0
0,9
0,8
0,8
0,7
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,5
0,8
0,8
0,7
0,6
0,5
0,45
4
3,8
3,7
3,6
3,4
3,2
3,0
2,9
2,8
2,7
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,3
2,3
2,2
2,2
2,1
2,1
2,1
2,0
2,0
2,0
1,9
1,8
1,8
1,7
1,7
3,4
6,4
6,3
6,3
6,0
5,5
4,9
5
3229,0
3272,0
3312,5
3349,4
3382,8
3413,2
3441,3
3467,4
3492,2
3515,5
3537,7
3558,8
3578,9
3598,0
3616,3
3633,8
3650,6
3666,6
3681,9
3696,7
3711,0
3724,6
3737,8
3750,4
3762,6
3774,1
3785,0
3795,4
3805,3
3825,2
3860,9
3894,2
3925,0
3952,8
3976,4
3996,4
6
73,6
74,6
75,5
76,4
77,1
77,8
78,5
79,0
79,6
80,1
80,6
81,1
81,6
82,0
82,4
82,8
83,2
83,6
83,9
84,3
84,6
84,9
85,2
85,5
85,8
86,0
86,3
86,5
86,7
87,2
88,0
88,8
89,5
90,1
90,7
91,1
7
0,244
0,248
0,251
0,254
0,256
0,258
0,260
0,262
0,264
0,266
0,268
0,269
0,271
0,272
0,274
0,275
0,276
0,278
0,279
0,280
0,281
0,282
0,283
0,284
0,285
0,286
0,287
0,287
0,288
0,290
0,292
0,295
0,297
0,299
0,301
0,303
88
8
254,7
251,8
249,2
242,6
232,5
221,6
213,3
204,8
200,4
196,2
193,3
190,9
189,6
187,4
185,9
184,6
184,0
181,6
180,3
179,2
178,4
175,8
174,2
172,5
171,0
167,7
164,7
161,8
159,3
165,5
162,9
155,2
153,7
149,9
145,7
141,5
9
254,7
251,8
249,2
242,6
232,5
221,6
213,3
204,8
200,4
196,2
193,3
190,9
189,6
187,4
185,9
184,6
184,0
181,6
180,3
179,2
178,4
175,8
174,2
172,5
171,0
167,7
164,7
161,8
159,3
154,5
133,8
125,7
153,7
149,9
145,7
141,5
10
7056,7
7308,5
7557,6
7800,3
8032,7
8254,3
8467,6
8672,4
8872,8
9069,1
9262,4
9453,3
9642,9
9830,3
10016,2
10200,9
10384,9
10566,5
10746,9
10926,0
11104,5
11280,3
11454,4
11627,0
11798,0
11965,6
12130,4
12292,2
12451,5
12617,0
12779,9
12935,1
13088,8
13238,7
13384,4
13525,9
11
6309,1
6560,8
6810,0
7052,6
7285,1
7506,7
7719,9
7924,8
8125,2
8321,4
8514,7
8705,7
8895,2
9082,6
9268,6
9453,2
9637,3
9818,9
9999,2
10178,4
10356,8
10532,6
10706,8
10879,3
11050,3
11218,0
11382,7
11544,6
11703,9
11858,4
11992,2
12117,9
12271,5
12421,5
12567,2
12708,7
12
82,0
82,9
83,8
84,8
85,6
86,3
86,8
87,2
87,7
88,1
88,5
89,0
89,4
89,8
90,2
90,5
90,9
91,2
91,5
91,7
92,0
92,2
92,5
92,7
92,9
93,1
93,4
93,6
93,8
88,0
78,1
78,6
79,9
81,5
83,8
85,9
13
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
14
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
15
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16
3,7
3,5
3,2
2,9
2,6
2,3
2,2
2,0
1,9
1,8
1,7
1,6
1,5
1,4
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
1,1
1,0
1,0
0,9
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
1,2
2,0
1,8
1,7
1,5
1,3
1,1
17
258,0
261,5
264,7
267,7
270,3
272,6
274,8
276,8
278,6
280,4
282,1
283,6
285,2
286,6
288,0
289,3
290,5
291,7
292,8
293,9
295,0
296,0
297,0
297,9
298,8
299,7
300,5
301,3
302,0
303,2
305,2
307,0
308,7
310,2
311,6
312,7
Продолжение таблицы 4.3.1.3
1
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
2
17,7
15,9
14,5
13,4
12,4
11,4
10,7
10,0
9,3
8,8
8,2
7,8
7,3
6,8
6,4
6,0
5,7
5,3
5,0
4,7
4,4
4,2
4,0
3,8
3,6
3,4
3,3
3,1
3,0
2,8
2,7
2,6
2,5
2,4
2,3
2,2
3
0,40
0,36
0,33
0,30
0,28
0,26
0,24
0,23
0,21
0,20
0,19
0,18
0,17
0,16
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,11
0,10
0,10
0,09
0,09
0,08
0,08
0,07
0,07
0,07
0,06
0,06
0,06
0,06
0,05
0,05
0,05
4
4,5
4,3
4,1
3,9
3,8
3,6
3,5
3,4
3,3
3,2
3,1
3,0
2,9
2,8
2,7
2,6
2,5
2,4
2,3
2,3
2,2
2,1
2,0
2,0
1,9
1,9
1,8
1,8
1,7
1,7
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,4
5
4014,1
4030,0
4044,5
4057,9
4070,3
4081,7
4092,4
4102,3
4111,7
4120,4
4128,7
4136,5
4143,8
4150,6
4157,0
4163,0
4168,7
4174,0
4179,0
4183,7
4188,2
4192,3
4196,3
4200,1
4203,7
4207,1
4210,4
4213,5
4216,4
4219,2
4222,0
4224,6
4227,1
4229,5
4231,8
4234,0
6
91,5
91,9
92,2
92,5
92,8
93,1
93,3
93,5
93,7
93,9
94,1
94,3
94,5
94,6
94,8
94,9
95,0
95,2
95,3
95,4
95,48
95,57
95,66
95,75
95,83
95,9
95,98
96,05
96,12
96,19
96,25
96,31
96,36
96,42
96,47
96,52
89
7
0,304
0,305
0,306
0,307
0,308
0,309
0,310
0,311
0,311
0,312
0,313
0,313
0,314
0,314
0,315
0,315
0,316
0,316
0,316
0,317
0,317
0,317
0,318
0,318
0,318
0,318
0,319
0,319
0,319
0,319
0,320
0,320
0,320
0,320
0,320
0,320
8
138,1
134,0
130,4
126,2
122,0
117,3
113,2
109,2
105,6
101,7
98,2
94,8
90,2
83,9
78,4
73,3
67,8
61,9
56,9
52,3
48,4
44,6
41,3
38,3
35,6
33,1
30,8
28,8
27,0
25,5
25,2
25,0
24,7
24,5
24,3
24,1
9
138,1
134,0
130,4
126,2
122,0
117,3
113,2
109,2
105,6
101,7
98,2
94,8
90,2
83,9
78,4
73,3
67,8
61,9
56,9
52,3
48,4
44,6
41,3
38,3
35,6
33,1
30,8
28,8
27,0
25,5
25,2
25,0
24,7
24,5
24,3
24,1
10
13664,0
13798,0
13928,3
14054,5
14176,5
14293,8
14406,9
14516,1
14621,7
14723,4
14821,6
14916,4
15006,6
15090,5
15168,9
15242,1
15309,9
15371,9
15428,7
15481,0
15529,4
15574,0
15615,3
15653,5
15689,2
15722,2
15753,1
15781,9
15808,9
15834,3
15859,5
15884,5
15909,2
15933,7
15958,0
15982,1
11
12846,8
12980,8
13111,1
13237,3
13359,3
13476,5
13589,7
13698,9
13804,5
13906,2
14004,4
14099,2
14189,4
14273,3
14351,7
14424,9
14492,7
14554,6
14611,5
14663,8
14712,2
14756,8
14798,0
14836,3
14871,9
14905,0
14935,9
14964,7
14991,6
15017,1
15042,3
15067,3
15092,0
15116,5
15140,8
15164,9
12
87,2
88,1
88,9
89,4
89,9
90,2
90,6
90,9
91,2
91,4
91,6
91,8
91,9
91,8
91,8
91,8
91,6
91,4
91,2
91,0
90,8
90,6
90,4
90,2
89,9
89,7
89,4
89,2
89,0
88,9
89,2
89,6
89,9
90,2
90,5
90,8
13
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
14
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
15
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16
1,0
0,9
0,9
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
0,47
0,44
0,41
0,38
0,36
0,33
0,31
0,29
0,27
0,26
0,24
0,23
0,22
0,20
0,19
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
17
313,7
314,7
315,5
316,3
317,0
317,7
318,3
318,9
319,5
320,0
320,5
321,0
321,4
321,8
322,2
322,6
322,9
323,2
323,5
323,8
324,0
324,3
324,5
324,7
324,9
325,1
325,3
325,5
325,6
325,8
326,0
326,1
326,2
326,4
326,5
326,6
Продолжение таблицы 4.3.1.3
1
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
2
2,1
2,0
15,6
15,6
12,2
10,1
8,3
7,1
6,3
5,6
5,0
4,5
4,1
3,7
3,4
3,2
2,9
2,7
2,5
2,3
2,1
2,0
1,8
1,7
1,5
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
0,9
0,9
0,8
3
0,05
0,05
0,36
0,36
0,28
0,23
0,19
0,16
0,14
0,13
0,11
0,10
0,09
0,09
0,08
0,07
0,07
0,06
0,06
0,05
0,05
0,04
0,04
0,04
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
4
1,4
1,4
10,5
11,8
10,4
9,7
8,7
8,2
7,9
7,7
7,4
7,2
7,1
7,0
6,9
6,8
6,7
6,6
6,5
6,4
6,4
6,3
6,2
6,2
6,0
5,9
5,9
5,9
6,0
6,0
6,0
6,1
6,1
6,2
6,3
6,4
5
4236,1
4238,2
4253,8
4269,4
4281,6
4291,7
4300,0
4307,1
4313,4
4319,0
4324,0
4328,6
4332,7
4336,4
4339,9
4343,0
4345,9
4348,6
4351,1
4353,3
4355,5
4357,4
4359,2
4360,9
4362,4
4363,9
4365,2
4366,5
4367,7
4368,8
4369,9
4370,9
4371,8
4372,7
4373,6
4374,4
6
96,57
96,62
96,97
97,33
97,61
97,84
98,03
98,19
98,33
98,46
98,58
98,68
98,77
98,86
98,94
99,01
99,07
99,14
99,19
99,24
99,29
99,34
99,38
99,42
99,45
99,48
99,51
99,54
99,57
99,60
99,62
99,64
99,67
99,69
99,71
99,72
90
7
0,321
0,321
0,322
0,323
0,324
0,325
0,325
0,326
0,327
0,327
0,327
0,328
0,328
0,328
0,329
0,329
0,329
0,329
0,329
0,330
0,330
0,330
0,330
0,330
0,330
0,330
0,330
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
8
23,9
23,7
39,0
39,0
35,2
32,8
14,6
13,5
12,6
11,8
11,2
10,7
10,2
9,7
9,4
9,0
8,7
8,4
8,1
7,9
7,7
7,5
7,3
7,1
5,0
4,8
4,6
4,5
4,4
4,2
4,1
4,0
3,9
3,8
3,7
3,6
9
23,9
23,7
39,0
39,0
35,2
32,8
14,6
13,5
12,6
11,8
11,2
10,7
10,2
9,7
9,4
9,0
8,7
8,4
8,1
7,9
7,7
7,5
7,3
7,1
5,0
4,8
4,6
4,5
4,4
4,2
4,1
4,0
3,9
3,8
3,7
3,6
10
16006,0
16029,8
16068,8
16107,8
16143,0
16175,8
16190,4
16203,9
16216,5
16228,3
16239,5
16250,2
16260,4
16270,1
16279,5
16288,5
16297,2
16305,6
16313,7
16321,6
16329,3
16336,8
16344,0
16351,1
16356,1
16360,8
16365,5
16370,0
16374,4
16378,6
16382,7
16386,7
16390,6
16394,4
16398,2
16401,8
11
15188,8
15212,5
15251,5
15290,6
15325,8
15358,6
15373,2
15386,6
15399,3
15411,1
15422,3
15433,0
15443,2
15452,9
15462,3
15471,3
15480,0
15488,4
15496,5
15504,4
15512,1
15519,5
15526,8
15533,9
15538,8
15543,6
15548,3
15552,8
15557,1
15561,4
15565,5
15569,5
15573,4
15577,2
15580,9
15584,6
12
91,0
91,4
59,9
60,0
65,5
69,1
43,4
47,1
50,1
52,7
55,2
57,5
59,6
61,5
63,3
65,0
66,6
68,2
69,7
71,1
72,5
73,8
75,0
76,1
69,2
70,1
71,0
71,9
72,7
73,4
74,1
74,8
75,4
76,0
76,6
77,1
13
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
14
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
15
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16
0,1
0,1
0,8
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
17
326,7
326,9
327,6
328,4
329,0
329,5
329,9
330,3
330,6
330,8
331,1
331,3
331,5
331,7
331,9
332,0
332,2
332,3
332,4
332,5
332,6
332,7
332,8
332,9
333,0
333,0
333,1
333,2
333,2
333,3
333,3
333,4
333,4
333,5
333,5
333,6
Продолжение таблицы 4.3.1.3
1
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
2
0,8
0,8
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
3
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
4
6,5
6,7
6,8
7,0
7,2
7,5
7,7
8,0
8,4
8,8
9,3
9,8
10,5
11,3
12,3
13,5
14,4
15,9
18,3
21,6
26,9
35,4
52,7
100
5
4375,2
4376,0
4376,7
4377,4
4378,1
4378,7
4379,3
4379,9
4380,4
4381,0
4381,5
4382,0
4382,5
4382,9
4383,4
4383,8
4384,2
4384,6
4384,9
4385,3
4385,6
4385,9
4386,2
4386,5
6
99,74
99,76
99,78
99,79
99,81
99,82
99,83
99,85
99,86
99,87
99,88
99,90
99,91
99,92
99,93
99,94
99,95
99,96
99,96
99,97
99,98
99,99
99,99
100,00
91
7
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,331
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
0,332
8
3,5
3,4
3,4
3,3
3,2
3,2
3,1
3,0
3,0
2,9
2,9
2,8
2,8
2,7
2,7
2,6
2,4
2,4
2,3
2,3
2,3
2,3
2,2
2,2
9
3,5
3,4
3,4
3,3
3,2
3,2
3,1
3,0
3,0
2,9
2,9
2,8
2,8
2,7
2,7
2,6
2,4
2,4
2,3
2,3
2,3
2,3
2,2
2,2
10
16405,3
16408,8
16412,1
16415,4
16418,7
16421,8
16424,9
16427,9
16430,9
16433,8
16436,7
16439,5
16442,2
16444,9
16447,6
16450,2
16452,6
16455,0
16457,4
16459,7
16462,0
16464,3
16466,5
16468,7
11
15588,1
15591,5
15594,9
15598,2
15601,4
15604,6
15607,7
15610,7
15613,7
15616,6
15619,5
15622,3
15625,0
15627,7
15630,4
15633,0
15635,4
15637,8
15640,1
15642,5
15644,8
15647,1
15649,3
15651,5
12
77,7
78,2
78,7
79,1
79,6
80,0
80,4
80,8
81,2
81,6
81,9
82,3
82,6
83,0
83,3
83,6
83,8
84,2
84,6
85,0
85,3
85,6
86,0
86,9
13
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
14
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
15
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
17
333,6
333,6
333,7
333,7
333,7
333,8
333,8
333,8
333,8
333,9
333,9
333,9
333,9
334,0
334,0
334,0
334,0
334,1
334,1
334,1
334,1
334,1
334,1
334,1
Таблица 4.3.1.4 - Сравнение основных технологических показателей разработки по объектам месторождения им.
Архангельского
башкирский алексинский бобриковский фаменский
Проектный уровень добычи нефти
Темп отбора при проектном уровне
Проектный срок разработки
Накопленная добыча нефти
жидкости
Накопленная закачка воды
Накопленная добыча газа
Фонд скважин, всего
добывающих, в том числе:
нагнетательных
тыс.т
ед.
27,1
6,4
2163
421,2
910,5
20,6
3*+6ГС
3*+6ГС
-
34,3
6,7
2127
516,0
1431,5
25,0
1+2ГС
1+2ГС
-
135,7
5,3
2109
2556,6
11544,7
199,0
2+5ГС
2+5ГС
-
Фонд скважин для бурения, всего:
ед.
6ГС
2ГС
5ГС
добывающих
нагнетательных
Эксплуатационное бурение
Средняя обводненность к концу
разработки
Коэффициент извлечения нефти
ед.
6ГС
12,36
2ГС
5,02
5ГС
12,30
86,9
0,215
96,8
0,376
98,0
0,435
%
годы
тыс.т
тыс.т
тыс.м3
млн,м3
ед.
ед.
ед.
тыс.м
%
доли ед.
92
суммарный
вариант 3
54,1
224,1
6,1
5,1
2060
2163
892,8
4386,6
2582
16468,7
89,60
334,2
2БС+3ГС 5+16ГС+2БС
2БС+5ГС 5+16ГС+2БС
2 БС+3
ГС
16ГС+2БС
2 БС+3
ГС
16ГС+2БС
7,62
28,56
88,7
0,223
86,9
0,332
Сравнение основных технологических показателей разработки по объектам
месторождения им. Архангельскогопо объектам разработки.
Башкирский объект – общий фонд скважин – 9, в том числе: добывающих – 3,
горизонтальных боковых стволов – 6, нагнетательных – 0. Ввод из бурения:
добывающих – 6 горизонтальных боковых стволов, проектный уровень добычи
нефти – 27,1 тыс.т. в 2062 году, при этом темп отбора достигает 6,4 % от НИЗ. Срок
разработки объекта – 102 года. Накопленная добыча нефти в 2163 г. составит 421,2
тыс.т. Конечный КИН равен 0,215.
Алексинский объект – общий фонд скважин – 3, в том числе: добывающих – 1,
горизонтальных боковых стволов – 2, нагнетательных – 0. Ввод из бурения:
добывающих –2 горизонтальных боковых ствола, проектный уровень добычи 34,3
тыс.т. в 2007 году, при этом темп отбора достигает 6,7% от НИЗ. Срок разработки
объекта – 121 год. Накопленная добыча нефти в 2127 г. составит 516,0 тыс.т.
Конечный КИН равен 0,376.
Бобриковский объект – общий фонд скважин – 7, в том числе: добывающих –
2, горизонтальных боковых стволов - 5, нагнетательных – 0. Ввод из бурения:
добывающих – 5 горизонтальных боковых стволов, проектный уровень добычи
135,7 тыс.т. в 2008 году, при этом темп отбора достигает 5,3% от НИЗ. Срок
разработки объекта – 104 года. Накопленная добыча нефти в 2109 году составит
2556,6 тыс.т. Конечный КИН равен 0,435.
Турнейско-фаменский объект – общий фонд скважин – 5, в том числе: 2
добывающих боковых ствола, 3 горизонтальных ствола. Ввод из бурения:
добывающих – 5, проектный уровень добычи 54,1 тыс.т в 2008 году, при этом темп
отбора достигает 6,1% от НИЗ. Срок разработки объекта – 55 лет. Накопленная
добыча нефти в 2060 году составит 892,8 тыс.т. Конечный КИН равен 0,223.
По месторождению в целом - общий фонд скважин – 22, в том числе:
добывающих –6, горизонтальных боковых стволов – 16, боковых стволов – 2,
нагнетательных – 0. Расчетные показатели суммарного варианта разработки
месторождения им. Архангельского приведены на рисунке 4.3.1.5. Ввод из бурения:
добывающих – 16 ГС+2 БС, нагнетательных – 0, проектный уровень добычи 224,1
93
тыс.т достигается в 2008 году, при этом темп отбора – 5,1% от НИЗ. При выводе из
разработки турне-фаменского объекта в 2060 году и вводе в разработку возвратного
башкирского объекта в целом по месторождению резко снижается осредненная
обводненность продукции скважин, и увеличиваются средние дебиты скважин по
нефти (рисунке 4.3.1.5). Накопленная добыча нефти в 2163 году составит 4386,5
тыс.т. Конечный КИН равен 0,332.
Рисунок 4.3.1.5 – расчетные показатели месторождения им.Архангельского.
Суммарный вариант 3.
4.3.2. Расчет потерь калийных солей в целиках под нефтяные скважины
на месторождении им. Архангельского
При ведении подземных горных работ, связанных с разработкой калийной
залежи, в качестве основной меры по защите рудников от проникновения в них
через скважины вод надсолевого комплекса вокруг ликвидированных нефтяных
скважин
предполагается
околоскважинных
оставление
целиков
предохранительных
рассчитываются
исходя
целиков.
из
Размеры
условия
их
водонепроницаемости в пределах толщи пород, верхняя граница которой
определяется положением кровли водозащитной толщи в месте пересечения ее
скважиной, а нижняя граница – положением почвы отрабатываемого соляного
94
пласта. Надежность и эффективность данной меры защиты калийных рудников от
проникновения
в
них
вод
надсолевого
водоносного
комплекса
через
ликвидированные геологоразведочные скважины подтверждаются многолетним
опытом разработки ВКМКС.
В пределах контура нефтеносности месторождения им. Архангельского
находятся балансовые запасы сильвинитов: пласта КрII категории А и площади,
ограниченные скв. 596, 589, 590, 588, 147, 593, 592, 597, 601 и скв. 147, 107г, 594,
категории В; пласта АБ категории С1 вокруг скв. 603 и 589; пласта КрIIIа-б
категории А; карналлитовой породы пласта В категории В, блок, ограниченный скв.
596, 589, 592, 597, 601 и площадь, примыкающая к запасам категории В с юговостока, категории С1; смешанных солей пласта АБ категории С1, протягивающиеся
полосой с севера на юг по центральной части структуры [35-37].
Балансовые
запасы
сильвинитов
на
площади
месторождения
им.
Архангельского суммарно по пластам равны 159338 тыс.т (13,6 % от общих
балансовых запасов сильвинитов Палашерского участка), карналлитовой породы –
81743 тыс.т (16,4 % от общих балансовых запасов по участку), смешанных солей –
40347 тыс.т (25 % от общих балансовых запасов по участку).
В существующей концепции долгосрочного комплексного освоения недр
ВКМКС одним из основных является тезис о целесообразности опережающей
разведки и разработки нефтяных месторождений глубокими скважинами в
подсолевых отложениях на участках с запасами калийных солей промышленных
категорий. При этом определено, что основным и обязательным условием такого
порядка освоения недр является гарантированное обеспечение защиты калийной
залежи от негативного воздействия флюидов недр над- и подсолевого комплексов на
период строительства и эксплуатации нефтяных скважин, а также после физической
ликвидации скважин по окончании их эксплуатации. Это обязательное условие
исходит из необходимости обеспечить сохранность соляной толщи в состоянии,
гарантирующем
промышленную
безопасность
и
охрану
недр
на
период
последующей во времени подземной разработки залежи калийных солей на
участках,
где
соляная
толща
была
95
вскрыта
нефтяными
скважинами,
ликвидированными до начала строительства предприятий по добыче калийных
солей.
Если ликвидированная нефтяная скважина в интервале от подошвы
продуктивной калийной залежи до земной поверхности находится в состоянии,
аналогичном состоянию ликвидированной геологоразведочной на калийные соли
скважине, то в этом случае для нее справедливы все принципы построения
предохранительных
целиков,
применяемые
для
солеразведочной
скважины.
Методика построения предохранительных целиков для солеразведочных скважин
изложена в методических рекомендациях к «Указаниям по защите рудников от
затопления и охране объектов в условиях Верхнекамского месторождения калийных
солей. С-Петербург, 2004 г.».
В соответствии с предлагаемым проектом освоения месторождения им.
Архангельского, для уменьшения потерь калийных солей нефтяные скважины
располагаются в целиках под существующие разведочные скважины. Для
уменьшения размеров целиков пласты калийных солей проходятся вертикальным
стволом. Набор кривизны начинается после проходки соленосной толщи, т.е. с
глубины 1000 м.
Т.о., потери балансовых запасов калийных и калийно-магниевых солей
Палашерского участка ВКМКС, связанные с разработкой нефтяных залежей
месторождения им. Архангельского, будут определяться только потерями в
предохранительных целиках вокруг ликвидированных нефтяных скважин.
В связи с тем, что скважины на нефть располагаются в непосредственной
близости от разведочных на калийные соли скважин (на расстоянии 12-25м), то
большая часть площади их предохранительных целиков совпадает с площадью уже
существующих предохранительных целиков солеразведочных скважин. В этом
случае
потери
калийных
солей,
обусловленные
пробуренными
на
нефть
скважинами, будут определяться размерами той части предохранительного целика,
которая выходит за пределы предохранительного целика солеразведочных скважин.
Расчет возможных потерь балансовых запасов калийных (сильвиниты) и
калийно-магниевых (карналлитовая порода и смешанные соли) солей Палашерского
96
участка ВКМКС в предохранительных целиках скважин на нефть месторождения
им. Архангельского приведен в таблицы 4.3.2.1.
Как вытекает из таблицы 4.3.2.1, возможные потери балансовых запасов
калийных и калийно-магниевых солей Палашерского участка ВКМКС, связанные с
разработкой залежей нефти месторождения им. Архангельского составят: 220,842
тыс.т всего, в том числе: 134,705 тыс.т сильвинита (суммарно по пластам Кр II и
КрIIIа-б); 86,137 тыс.т карналлитовой породы и смешанных солей (суммарно по
пластам В и АБ).
От общих балансовых запасов калийных и калийно-магниевых солей
Палашерского
участка
(1167567тыс.т)
возможные
потери
сильвинита,
карналлитовой породы и смешанных солей в предохранительных целиках
пробуренных на нефть скважин будут равны 0,02%, а от суммарного количества
балансовых
запасов
солей,
находящихся
в
пределах
площади
нефтяного
месторождения (281428тыс.т) – 0,08%.
Т.о., расположение нефтяных скважин рядом с солеразведочными сводит к
минимуму потери калийных солей в целиках. Столь малые величины потерь
калийных и калийно-магниевых солей в предохранительных целиках под
ликвидированные нефтяные скважины позволяют сделать вывод о неактуальности
проблемы потерь солей в целиках.
97
Таблица 4.3.2.1 - Расчет возможных потерь балансовых запасов калийных и калийно-магниевых солей Палашерского участка
ВКМКС в предохранительных целиках скважин на нефть месторождения им. Архангельского
Площадь
Балансовые запасы солей по их видам и пластам
Целика
Скв.на
Сильвинит
Карналлит
Смешанные соли
а-б
№№
Нефть
Пласт КрII
Пласт КрIII
Пласт В
Пласт АБ
Скв.
определ. мощ- Объе запасы мощ- объем. запасы мощ- объем запасы мощ- объем. запасы
потери
ность, м.вес, сырых ность.
вес.
сырых ность,
.вес, сырых ность,
вес,
сырых
3
3
3
3
солей,
м
т/м
солей,
м
Т/м
солей,
м
т/м
солей,
м
т/м
солей,
2
м
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
552042,5
5,1
2,08 21,667
2,07
2,8
1,79
10,237
1,98
ОГН
562883,5
4,8
2,08 28,789
3,2
2,07
19,100
2,4
1,79
12,387
4,3
1,98
24,550
ОГН
60
1943,6
4,3
2,08 17,383
2,95
2,07
11,869
2,8
1,79
9,741
1,98
61
1520,5
4,65
2,08 14,706
2,07
2,25
1,79
6,123
1,98
62
2264
4,5
2,08 21,191
2,07
5,7
1,79
23,099
1,98
Итого:
103,736
30,969
61,587
24,550
98
4.4 ВЫПОЛНЕНИЕ СТУДЕНЧЕСКИМИ НАУЧНЫМИ КОЛЛЕКТИВАМИ
АНАЛИЗА ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ. РАЗРАБОТКА ЗАДАНИЙ
НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ (работы, выполненные за счет
внебюджетных средств)
На четвертом этапе работ, выполняемых за счет внебюджетных средств, по
всем направлениям НОЦ студенческими научными коллективами были выполнены
анализы лабораторных исследований и практикумов. Разработаны задания на
дипломное проектирование.
В рамках направления НОЦ «Геологические основы поисков, разведки,
разработки, оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов» проведен анализ
лабораторных определений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных
отложений башкирского и фаменского ярусов, а также разработаны задания на
дипломное проектирование для студентов специальности «геология нефти и газа».
Выполнение анализа лабораторных исследований
Достоверный подсчет запасов нефти и газа предполагает качественное и
оперативное
обеспечение
исходными
параметрами,
к
которым
относят
коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также нижние
предельные значения коллекторских свойств. Установление нижних пределов
продуктивных пород является одним из основных моментов при подсчете запасов
нефти и газа. В основе применяемых методик для их оценки лежат различные
зависимости между коллекторскими свойствами пород, данными геофизических
исследований скважин (ГИС) и промысловых испытаний. Петрофизическое
оборудование лаборатории петрофизики кафедры «Геология нефти и газа»
позволяет проводить лабораторные исследования на керновом материале, тем
самым, обеспечивая данные по коллекторским свойствам с возможностью их
последующей корреляцией с данными ГИС и установления петрофизических связей
«керн-ГИС».
В качестве объекта изучения были взяты образцы керна, относящиеся к
верхнедевонско-турнейскому и окско-башкирскому карбонатным нефтегазоносным
99
комплексам
месторождений
Соликамской
депрессии.
Целью
лабораторных
исследований являлось определение и анализ фильтрационно-емкостных свойств
карбонатных коллекторов фаменских и башкирских залежей.
Методика проведения исследований сводилась к следующему:
1. Отбор образцов керна.
2. Подготовка образцов.
3. Определение коэффициента открытой пористости.
4. Определение коэффициента абсолютной проницаемости по газу.
5. Моделирование в образцах остаточной водонасыщенности.
Отбор образцов керна
Из ранее изготовленных образцов цилиндрической формы были отобраны
образцы, относящиеся к нефтяной части коллектора карбонатных отложений
фаменского (D3fm) и башкирского ярусов (C2b). Общее число образцов составило
90, 20 из фаменских и 70 из башкирских отложений.
Подготовка образцов
Подготовка образцов включает в себя очистку их от нефти и пластовой воды.
Для экстрагирования образцов керна от нефти использовались приборы Сокслета,
в качестве растворителя – спирто-бензольная смесь (1:2). Очистка образцов от
пластовой воды проводилась методом высаливания в проточной водопроводной
воде. После очистки образцы высушивались в лабораторной сушильной печи OVN1350 при температуре 1050С.
Определение коэффициента открытой пористости
Определение коэффициента открытой пористости (Кпо) проводилось на
гелиевом полуавтоматическом порозиметре PHI-220. Рабочее давление, при
исследовании пористости, составляло 1,4 МПа.
Определение коэффициента абсолютной проницаемости по газу
Определение
коэффициента
абсолютной
проницаемости
по
газу
(k)
осуществлялось на автоматизированной установке АР-608. В качестве рабочего газа
100
использовался гелий. Исследование проницаемости проводилось в условиях
реальных пластовых давлений: горное давление составляло 5,5 МПа, поровое – 1,4
МПа.
Моделирование в образцах остаточной водонасыщенности
Для
определения
коэффициента
остаточной
водонасыщенности
(Кво)
требовалось произвести предварительное 100% насыщение образцов керна моделью
пластовой
воды,
с
последующим
моделированием
в
них
остаточной
водонасыщенности. В качестве модели пластовой воды использовался 4N раствор
NaCl. Водонасыщение образцов осуществлялось в автоматической установке
насыщения керна
AST-600, посредством вакуумирования. Моделирование
остаточной водонасыщенности проводилось методом полупроницаемых мембран на
групповом капилляриметре В32-32 при избыточном давлении 0,2 МПа.
Результаты определений Кпо, k, Кво, полученные опытным путем, и
коэффициенты эффективной пористости (Кпэ) и начальной нефтенасыщенности (Кн),
полученные расчетным способом представлены в таблице 4.4.1.
Таблица 4.4.1 – Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных отложений
фаменского и башкирского ярусов месторождений Соликамской депрессии
№
Возраст
Пористость, %
открытая эффективная
обр. отложений
(Кпо)
(Кпэ)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
23,6
24,2
20,1
25,1
11,0
10,3
18,0
20,6
22,4
22,3
21,8
22,2
Остаточная
Начальная
Абсолютная
водонефтепроницаемость насыщенность насыщенность
по газу(k), 103
мкм2
(Кво), %
(Кн), %
76,5
119,6
25,0
118,2
56,0
64,1
56,3
158,7
169,1
158,7
103,0
45,0
16,3
15,2
16,8
14,5
15,2
15,7
20,1
15,8
15,5
15,6
23,7
29,1
83,7
84,8
83,2
85,5
84,8
84,3
79,9
84,2
84,5
84,4
76,3
70,9
19,8
20,5
16,7
21,5
9,3
8,7
14,4
17,4
19,0
18,8
16,7
15,8
101
Продолжение таблицы 4.4.1
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
20,4
16,3
20,6
11,6
10,0
14,7
11,3
13,6
18,4
15,1
15,2
16,7
17,9
14,4
15,9
15,6
16,5
15,6
18,1
18,5
17,9
18,7
17,0
16,8
19,5
19,4
19,6
19,6
20,6
20,5
21,6
21,3
18,1
19,3
17,5
18,6
20,2
13,2
13,8
20,4
18,5
18,7
16,2
19,3
20,1
19,6
19,5
19,7
17,0
13,0
16,9
8,7
8,4
9,1
7,8
9,7
13,5
10,2
11,9
13,7
15,0
11,7
13,0
13,1
14,1
13,0
11,4
10,6
13,4
14,4
14,3
13,7
15,3
15,3
15,7
16,5
17,6
17,7
19,0
18,8
13,6
14,0
12,9
15,1
17,0
11,2
11,9
16,2
15,8
15,3
13,4
16,9
17,5
17,0
17,2
17,4
151,0
26,7
146,0
16,5
54,6
11,0
14,8
31,5
67,3
76,2
82,5
91,1
146,7
217,0
325,6
253,3
215,0
163,5
38,3
56,3
21,8
40,3
104,8
149,2
41,8
52,9
56,8
104,0
156,9
142,6
255,1
254,9
38,5
33,6
22,5
123,0
231,0
110,0
132,0
198,0
120,0
120,0
213,6
194,8
499,9
403,9
445,6
489,4
102
16,8
20,3
18,0
24,9
15,7
38,2
31,2
28,6
26,6
32,0
21,8
18,0
16,5
18,7
18,6
15,9
14,7
16,8
37,0
42,6
25,2
23,0
16,3
18,9
21,6
21,0
20,1
15,8
14,8
13,6
12,1
11,7
24,9
27,7
26,0
18,9
15,9
15,5
13,9
21,0
14,7
18,1
17,0
12,5
13,0
12,9
11,8
11,6
83,2
79,7
82,0
75,1
84,3
61,8
68,8
71,4
73,4
68,0
78,2
82,0
83,5
81,3
81,4
84,1
85,3
83,2
63,0
57,4
74,8
77,0
83,7
81,1
78,4
79,0
79,9
84,2
85,2
86,4
87,9
88,3
75,1
72,3
74,0
81,1
84,1
84,5
86,1
79,0
85,3
81,9
83,0
87,5
87,0
87,1
88,2
88,4
Продолжение таблицы 4.4.1
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
C2 b
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
D3fm
12,7
17,2
19,3
19,7
18,4
19,2
19,3
18,4
20,8
18,6
16,6
16,7
14,1
14,3
13,7
2,6
0,9
1,2
4,2
6,0
4,7
5,5
9,3
5,2
12,4
5,9
2,0
2,4
1,5
14,4
10,9
14,3
16,2
16,8
15,5
15,7
16,8
13,8
18,0
16,3
12,8
12,7
10,7
10,7
10,1
1,0
0,2
0,6
2,2
3,7
1,1
3,4
7,9
2,5
8,9
3,5
1,0
1,3
0,2
12,0
122,7
166,0
262,0
466,0
268,0
273,0
196,0
127,0
373,0
714,0
64,5
51,5
53,0
37,7
36,2
0,5
0,2
0,8
0,1
0,1
1,4
0,1
7,8
0,3
6,5
0,5
0,2
0,9
0,1
11,5
14,0
16,8
16,1
14,5
15,4
18,5
12,9
25,0
13,3
12,4
23,0
24,3
24,1
25,2
26,0
61,3
74,2
50,6
48,6
38,9
76,0
39,0
15,1
51,9
28,0
41,0
50,0
45,0
84,0
16,9
86,0
83,2
83,9
85,5
84,6
81,5
87,1
75,0
86,7
87,6
77,0
75,7
75,9
74,8
74,0
38,7
25,8
49,4
51,4
61,1
24,0
61,0
84,9
48,1
72,0
59,0
50,0
55,0
16,0
83,1
В связи с тем, что результаты, полученные при исследовании керна на
образцах, являются дискретными, на практике используют средние значения этих
параметров. Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости, водо- и
нефтенасыщенности приведены в таблице 4.4.2.
103
Таблица 4.4.2 – Средние значения коллекторских свойств карбонатных отложений
фаменского и башкирского ярусов месторождений Соликамской депрессии
Возраст
отложени
й
C2b
D3fm
Остаточная
Пористост Абсолютная
Начальная
водонасыщен
Пористост
ь
проницаемост
нефтенасыщен
ь открытая эффектив- ь по газу (k),
(Кпо), %
ная (Кпэ),
ность (Ков),
10-3мкм2
ность (Кн), %
%
%
18,1 ± 3,2
14,7 ± 3,1
155,9 ± 137,0
19,4 ± 7,1
80,6 ± 7,1
10,0 – 25,1
7,8 – 21,5
6,7 – 714,0
11,6 – 43,2
56,8 – 88,4
7,7 ± 5,6
5,3 ± 4,7
13,7 ± 21,6
42,2 ± 20,1
57,8 ± 20,1
0,9 – 16,7
0,2 – 12,8
0,05 – 64,5
15,1 – 84,0
16,0 – 84,9
*в числителе среднее значение и стандартное отклонение, в знаменателе размах
значений
Из представленных данных видно, что карбонатные отложения башкирского
яруса характеризуются более высокими значениями коэффициентов пористости,
проницаемости и нефтенасыщенности, чем отложения фаменского яруса.
На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что:
1.
карбонатные отложения башкирского яруса характеризуется более высокими
значениями ФЕС чем отложения фаменского яруса;
2.
низкие значения коллекторских свойств отложений фаменского яруса
обусловлены большей глубиной залегания их (интервал отбора керна 1792,2-1798,0
м) относительно башкирских отложений (интервал отбора керна 1459,0-1479,8 м);
3.
на различия в ФЕС оказали влияние и условия осадконакопления, в которых
формировались исследуемые карбонатные отложения, фаменские известняки
приурочены к фациям поселений различных организмов (риф), в то время как
башкирские известняки формировались в условиях отмелей мелководных морей.
104
Полученные результаты планируется использовать в учебном процессе при
проведении лабораторных работ по установлению петрофизических связей «кернГИС» при подсчете запасов студентами специальности «Геология нефти и газа».
Разработка заданий на дипломное проектирование
Студентам 5 курса специальности «геологии нефти и газа» было предложено
выполнение дипломных проектов на темы:
1. «Проект поисково-оценочных работ на Зырянской структуре»
2. «Проект поисково-оценочных работ на Новологовской структуре»
В специальной части проектов обосновано место заложения поисковооценочных скважин на перспективных структурах, находящихся в контуре ВКМКС,
и показана геолого-экономическая эффективность проведения геолого-разведочных
работ.
По направлению НОЦ «Бурение и крепление скважин в солях» студентами
специальностей «бурение нефтяных и газовых скважин», «геология нефти и
газа», «разработка нефтяных и газовых месторождений»,
«машины и
оборудование нефтепромыслов» были выполнены лабораторные работы по
следующим дисциплинам: «Закачивание скважин», «Бурение нефтяных и газовых
скважин», «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».
Выполнение анализа лабораторных исследований
При
выполнении
лабораторных
работ
студенты,
руководствуясь
девствующими государственными и международными стандартами, исследовали
свойства цементного порошка, тампонажного раствора и цементного камня
тампонажных материалов, предназначенных к применению для цементирования
обсадных колонн в нефтяных скважинах на территории ВКМКС.
При
проведении
испытаний
расширяющегося
портландцементного
тампонажного материала (РПЦТМ), расширяющегося магнезиально-фосфатного
тампонажного материала (РМФТМ) и расширяющегося магнезиально-фосфатного
105
тампонажного
материала
для
цементирования
межколонного
пространства
(РМФТМ-МКП) студенты исследовали:
-
объемную (насыпную) массу сухих смесей тампонажных материалов и их
исходных компонентов;
-
тонкость помола исходных компонентов сухих смесей тампонажных
материалов, определяющую седиментационную стабильность растворов;
-
кажущуюся и истинную плотность тампонажных растворов;
-
растекаемость тампонажных растворов;
-
условную и пластическую вязкость тампонажных растворов;
-
статическое и динамическое напряжение сдвига тампонажных растворов;
-
водоотделение тампонажных растворов;
-
фильтратоотдачу тампонажных растворов;
-
начальную (исходную) консистенцию и время загустевания тампонажных
растворов;
-
предел прочности цементного камня при изгибе и сжатии;
-
объемные изменения формирующегося цементного камня;
-
прочность сцепления цементного камня с ограничивающей металлической
поверхностью.
Выполняли
подбор
оптимальных
жидкость-твердого
отношения
и
температуры жидкости затворения.
Проводили тестирование получаемых тампонажных составов РПЦТМ и
РМФТМ на предмет их совместимости с замещаемыми ими в скважине буровыми
растворами (НЕГР – нестабилизированный естественный глинистый буровой
раствор, ПСБР – полисолевой буровой раствора, ХМФБР – хлормагниевофосфатный буровой раствор)
На основании анализа результатов выполненных студентами исследований
выданы заключения о соответствии свойств подверженных испытаниям материалов
106
установленным требованиям и возможности их использования в термобарическим
условиям
разреза
нефтяных
скважин
на
Южно-Юрчукском,
Уньвинском,
Чашкинском и Жилинском месторождениях территории ВКМКС. При этом для
цементирования обсадных колонн в каждой конкретной скважине установлены
необходимые соотношения сухой смеси и жидкости затворения, а также даны
рекомендации по порядку их приготовления и использования.
Разработка заданий на дипломное проектирование
Студентам выпускного курса специальности «Бурение нефтяных и газовых
скважин» для дипломного проектирования предложены следующие темы:
1. Проект строительства поисково-оценочной скважины на Ростовицком
участке с выбором и обоснованием тампонажных составов для цементирования
обсадных колонн. Лицензионный участок ЗАО «Кама-ойл», расположенный на
территории ВКМКС.
2. Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Уньвинском
месторождении с разработкой средств предупреждения аварий с бурильной
колонной. Лицензионный участок ООО «Лукойл-Пермь», расположенный на
территории ВКМКС.
3. Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Уньвинском
месторождении с оптимизоцией составов буровых растворов. Лицензионный
участок ООО «Лукойл-Пермь», расположенный на территории ВКМКС.
4. Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Юрчукском
месторождении с разработкой мероприятий по предупреждению и ликвидации
поглощений бурового раствора. Лицензионный участок ООО «Лукойл-Пермь»,
расположенный на территории ВКМКС.
В ходе проектирования студенты-дипломники уделяют особое внимание
выбору конструкции скважины и технико-технологических средств, которые при их
точной практической реализации при строительстве скважин могут обеспечить
высокое качество вскрытия и изоляции мощной пачки водорастворимых солей
(каменная соль, сильвинит, карналлит) от доступа к ним флюидов недр при
107
разработке территориально совмещенных в плане месторождений нефти и калийных
солей.
По направлению НОЦ «Геодинамические
и геомеханические проблемы
совместного освоения ресурсов нефти и калия» студентами специальности
«маркшейдерское дело и геоинформационные системы» и «прикладная геодезия»
проведен анализ лабораторных исследований и разработаны задания на дипломное
проектирование.
Выполнение анализа лабораторных исследований
За отчетный период студенческими группами выполнены две лабораторные
работы и проведен анализ полученных результатов.
1.
Лабораторная
работа
«Анализ
наблюдений
за
оседанием
земной
поверхности на нефтяных месторождениях Соликамской депрессии»
Лабораторная работа направлена на выполнение анализа сдвижений и
деформаций земной поверхности на нефтяных месторождениях Соликамской
депрессии
по
результатам
инструментальных
геодезических
измерений
на
существующих наблюдательных станциях.
Исходными данными для обработки результатов наблюдений являются
материалы полевых работ кафедры МДГиГИС ПГТУ в виде полевых журналов и
файлов данных электронных геодезических приборов.
На первом этапе выполнения работы производится аналитический прогноз
оседаний
земной поверхности
для
объективного анализа инструментально
зафиксированных деформаций земной поверхности и выбраковки заведомо
ошибочных данных.
В дальнейшем производится камеральная обработка результатов измерений в
следующей последовательности:
108
1.
проверка
материалов
полевых
измерений
и
вычисление
средних
превышений;
2. оценка стабильности высотного положения реперов исходной основы;
3. уравнивание нивелирных сетей, определение абсолютных отметок и
оседаний рабочих реперов;
4. оценка качества полевых работ и надежности полученных величин.
Для анализа вертикальных смещений земной поверхности строятся графики
оседаний реперов по профильным линиям. На график выносятся: оседания рабочих
реперов; значения предельной средней квадратической ошибки определения
оседаний; положение контура нефтеносности залежи.
На основе полученных данных делается вывод о ходе вертикальных
деформационных процессов земной поверхности на объекте. Расчетные деформации
земной поверхности сравниваются с допустимыми значениями,
на основе чего
делается предварительный вывод об уровне влияния добычи нефти на безопасность
эксплуатации промышленных, гражданских объектов и калийной залежи.
2. Лабораторная работа «Обработка результатов лабораторных испытаний
компрессионных
свойств
образцов
коллекторов
нефтяных
месторождений
Соликамской депрессии»
Лабораторная
работа
направлена
на
определение
компрессионных
показателей пород-коллекторов месторождений нефти: компрессионного индекса,
индекса декомпрессии, параметра упрочнения по результатам испытаний образцов,
выполненных согласно действующих Гостов по стандартным методикам.
На первом этапе производилась статистическая обработка результатов, т.е.
определяется среднее значение результатов испытаний, средняя квадратическая
погрешность одного измерения по формуле Бесселя и коэффициент вариации.
109
На следующем этапе строятся диаграммы "нагрузка - коэффициент
пористости" в полулогарифмических координатах для определения компрессионных
свойств. Компрессионные индексы определяются по начальной и конечной точкам
нагрузочной
и
разгрузочной
ветвей
диаграммы
"нагрузка
-
коэффициент
пористости".
Определенные таким образом показатели компрессионных свойств породколлекторов могут быть использованы при расчетах уплотнения коллекторов,
оседаний земной поверхности и анализа геомеханических и геодинамических
процессов при разработке нефтяных месторождений в регионе ВКМКС.
Разработка заданий на дипломное проектирование
Студентам выпускного курса специальности «Маркшейдерское дело и
геоинформационные
системы»
и
«Прикладная
геодезия»
для
дипломного
проектирования предложены следующие темы:
1.Проект горных и маркшейдерских работ на дообустройство Уньвинского
месторождения нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Специальная часть: Разработка проекта реконструкции наблюдательной
станции за сдвижением земной поверхности на Уньвинском месторождении нефти.
2.Расчѐты
горного
параметров
массива
и
напряжѐнно-деформированного состояния
земной
поверхности
при разработке Бельского
месторождения ООО «КАМА-Ойл».
3.Проект
горных
и
маркшейдерских
работ
на отработку запасов
нефти месторождения им.Архангельского ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».
4.Проект горных и маркшейдерских работ на отработку запасов девятой
юго-восточной панели второго Соликамского калийного рудоуправления ОАО
«Сильвинит».
110
Специальная часть: Автоматизация вычислений прогнозных параметров
процессов сдвижения земной поверхности при отработке запасов полезного
ископаемого.
5.Проект горных и маркшейдерских работ на подготовку и отработку девятой
восточной
панели
пласта
«Красный-2»
на
втором
Березниковском
производственном калийном рудоуправлении ОАО Уралкалий»
6.Проект горных и маркшейдерских работ на подготовку и
третьей
северной
панели
пласта
«В»
первого
Соликамского
отработку
калийного
рудоуправления ОАО «Сильвинит»
Специальная
сильвинитовых
часть:
пластов
на
Прогнозирование
3
СП
пласта
качественных
Кр2
Соликамского
параметров
калийного
рудоуправления №1
7.Проект горных и маркшейдерских работ при подготовке и отработке
юго-восточной
панели
на
четвѐртом
Березниковском
8-9
производственном
калийном рудоуправлении ОАО «Уралкалий»
Специальная часть: Геомеханическое обеспечение горных работ в районе 8-9
ЮВП БПКРУ-4 ОАО "Уралкалий"
8.Проект горных и маркшейдерских работ на отработку четырнадцатой
западной
панели
на
втором
Березниковском
производственном
калийном
рудоуправлении ОАО «Уралкалий».
Специальная часть: Реконструкция и развитие наблюдательной станции для
мониторинга оседаний земной поверхности в г.Березники.
В ходе дипломного проектирования студенты решают следующие вопросы,
связанные с проблемой совместной добычи нефти и калия:
- расчет параметров систем разработки на калийных рудниках;
111
- определение геомеханических параметров безопасного ведения горных работ
по калию;
- расчеты ожидаемых сдвижений и деформаций земной поверхности при
разработке калийного месторождения и выбор мер охраны соружений и объектов от
вредного влияния горных работ;
-
расчеты
оседаний
земной
поверхности
при
разработке
нефтяных
месторождений для оценки влияния добычи нефти на состояние геологической
среды;
- оценка возможности использования инновационных методов контроля за
состоянием подрабатываемых территорий;
- разработка типовых проектов наблюдательных станций за сдвижением
земной поверхности над нефтяными месторождениями.
В рамках направления НОЦ «Разработка нефтяных месторождений
территориально совмещенных с ВКМКС» разработаны задания на дипломное
проектирование и проведен анализ лабораторных работ для специальности
«разработка нефтяных и газовых месторождений».
Выполнение анализа лабораторных исследований
Современное состояние методов и средств математического моделирования
процессов разработки позволяет прогнозировать эффективность разработки залежей
в различных условиях. В ПГТУ разработан программный продукт PrognozRNM для
прогнозирования
показателей разработки залежей в различных условиях
настроенный для месторождений ВКМКС.
Программный продукт PrognozRNM позволяет на начальных стадиях
разработки нефтяных залежей в условиях высокой неопределенности геологической
информации производить экспресс-оценку динамики показателей разработки. При
отсутствии полной информации об объекте в программу заложены возможности
112
использования
осредненных
величин
геолого-физических
характеристик,
установленные для выбранного района нефтедобычи.
Исходной информацией для PrognozRNM являются (рис. 4.4.1):
- значения балансовых и извлекаемых запасов нефти по залежи;
- порядок ввода добывающих и нагнетательных скважин по годам;
- проектные значения забойных давлений (на их основе вычисляются средние
значения продуктивности добывающих скважин).
После ввода информации в соответствующие окна программа ведет расчет
показателей разработки залежи до полной выработки извлекаемых запасов нефти.
Значения обводненности продукции вычисляются в зависимости от степени
выработки запасов нефти.
Результатами работы программы являются:
- статистическое распределение дебитов скважин по жидкости (рис. 4.4.2);
- продуктивность добывающих скважин в зависимости от значений забойного
давления;
- годовые показатели разработки нефтяной залежи (пластовое давление,
добыча нефти, обводненность продукции, количество скважин эксплуатационного
фонда) (рис. 4.4.3).
Рисунок 4.4.1 – Исходные данные для прогнозирования средних дебитов по
жидкости
113
Рисунок 4.4.2 – Статистическое распределение начальных дебитов скважин по
жидкости
Для эксплуатационных нефтяных объектов Соликамской депрессии выполнена
статистическая оценка зависимости начальных дебитов жидкости и продуктивности
скважин с учетом их геолого-физических и технологических параметров.
Установлено, что скважины с высокими значениями дебитов нефти и жидкости в
основном приурочены к участкам, где в полной мере реализована система
поддержания
месторождений
пластового
давления.
установлены
На
связи
базе
анализа
между
истории
разработки
геолого-физическими
и
технологическими параметрами и распределением общего числа скважин по
начальным дебитам
жидкости. Выявлена степень влияния технологических
параметров залежей на показатели разработки эксплуатационных объектов.
Установленные
статистические
зависимости
использованы
в
программе
PrognozRNM для проведения экспресс-оценок показателей разработки.
Расчетный средний начальный дебит скважин по жидкости отличается от
фактического не более чем на 12% (табл. 4.4.3).
114
Таблица 4.4.3 – Сопоставление фактического и расчетного среднего начального
дебита по жидкости
№ п/п
Месторождение
Залежь
1
2
3
4
5
6
7
Озерное
Сибирское
Шершневское
Уньвинское
Сибирское
Уньвинское
Озерное
Бш
Бш
Тл-Бб
Тл-Бб
Тл-Бб
Т-Фм
Фм
Начальный дебит, м3/сут Отклонение,
%
фактический расчетный
27,5
24,7
-10,2
26,2
29,1
11,1
40,3
36
-10,6
40,1
39,2
-2,2
33,6
37,5
+11,6
29,7
27,5
-7,4
35,8
33,43
-6,6
Проведено сравнение фактической и расчетной динамики показателей
разработки залежи нефти на примере турнейско-фаменского объекта Озерного
месторождения (табл. 4.4.4). За проектное забойное давление принято среднее
давление по годам в действующих скважинах. Динамика ввода скважин в
программе аналогична фактической. Разница между расчетными и фактическими
показателями разработки залежи не превышает разумную величину.
Рисунок 4.4.3 – Определение динамики показателей разработки в программе
PrognozRNM
115
Таблица 4.4.4 – Сравнение расчетных и фактических показателей разработки для
залежи Т-Фм Озерного месторождения
Фонд скважин
Год
разработ
добываю нагнетатель
ки
щих
ных
1
1
0
2
1
0
3
1
0
4
1
0
5
1
0
6
1
0
7
1
0
8
1
0
9
3
0
10
12
0
11
26
0
12
44
2
13
49
4
14
15
48
54
9
9
Обводненность,
Рза Добыча нефти,
тыс.т.
%
б,
Отклонен
МП фактичес расчетн ие, % фактичес расчетн
а
кая
ая
кая
ая
16,5
1,1
1,19
9,8
0
0
10
17,3
17,38
0,4
0
0
14,2
8,4
8,45
0,3
0
0
14,4
8,0
8,01
0,1
0
0
13,7
9,5
9,49
-0,2
0
0
12,8 11,3
11,39
0,9
0
0
12,2 12,6
12,65
0,2
0
0
12,5 12,0
12
0,0
1
0
8,1
34,4
34,95
1,5
2,6
0
7,2 122,6 122,97
0,3
3,2
0
9,1 215,7 213,93
-0,8
4,7
0
9,1 332,2 333,33
0,3
4
0,47
10,1
366,1 367,22
0,3
3,3
1,87
5
11,1 365,5 368,86
0,9
5,1
3,71
10,4 393,1 397,85
1,2
7,12
6,59
Применение программы PrognozRNM рекомендуется на начальных стадиях
эксплуатации нефтяных месторождений. В этих условиях объема информации, как
правило,
недостаточно
для
получения
кондиционных
результатов
гидродинамического моделирования (Eclipse, Tempest More и др.). Использование
программного продукта также возможно на более поздних стадиях с целью
выполнения
экспресс-контроля
гидродинамических
расчетов.
Программа
PrognozRNM позволяет, на взгляд авторов, снизить субъективность решений на
стадии
проектирования
разработки
нефтяных
залежей,
повысить
качество
проектирования в условиях низкой разбуренности эксплуатационных объектов.
Разработка заданий на дипломное проектирование
Календарным планом предусмотрена разработка заданий на дипломное
проектирование по тематике безлопастной разработки нефтяных месторождений
116
территории ВКМКС. С целью реализации данного пункта студентам Байдину К.В.,
Камаеву
Д.С.
специальности
РНГМ
предложено
выполнение
выпускных
квалификационных работы на темы: «Анализ эксплуатации и оптимизация
технологических режимов работы добывающих скважин Шершневского нефтяного
месторождения (залежь Т-Фм)» и «Анализ и повышение эффективности разработки
залежи
нефти
в
башкирско-серпуховских
отложениях
Гагаринского
месторождения»
В геологической части работы рассмотрена тектоника и стратиграфия, нефте-,
газо- и водоносность выбранных объекта разработки. Описан геологический разрез
продуктивной части.
Выполнено сравнение проектных и фактических показателей разработки по
залежи нефти. Произведен анализ эффективности разработки залежи. Анализ
показал, что проектные решения в части добычи нефти выполняются полностью.
Оценена динамика продуктивности и дебитов нефти, жидкости для скважин
рассматриваемых пластов. Отмечено, что при снижении пластовых
давлений
средняя
С
помощью
оценка
динамики
продуктивность
специализированной
добывающих
программы
скважин
PrognozRNM
уменьшается.
выполнена
показателей разработки и различных сценарных условиях. Выявлено, что
оптимальным является эксплуатация скважин добывающего фонда с забойными
давлениями не ниже давления насыщения нефти газом.
Далее проведен анализ технологических режимов работы добывающих
скважин, который показал, что значительная часть фонда работает с забойными
давлениями ниже критических значений, что может привести к появлению
осложнений при добыче нефти таких как снижение продуктивности добывающих
скважин,
солеотложений,
межремонтного
периода
аслфальтенопарафиновых
работы
скважин.
отложений,
Предложены
уменьшение
мероприятия
по
совершенствованию технологических режимов работы добывающих скважин для
равномерной выработки запасов. Предлагается увеличить в скважинах забойное
давление до давления насыщения, путем смены глубиннонасосного оборудования.
Это приведет к росту продуктивности скважин и, соответственно, позволит
117
увеличить добычу по скважинам при меньших депрессиях на пласт. Рассчитана
прогнозная технологическая и экономическая эффективность данных мероприятий.
118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном отчете представлены результаты работ по 4 этапу. В соответствии с
календарным планом и техническим заданием были решены все поставленные
задачи, получены запланированные результаты и выполнены основные индикаторы
программы.
В результате проведенных исследований коллективом НОЦ в рамках 4 этапа
разработан
алгоритм
обоснования
временной
последовательности
освоения
калийных солей и углеводородов на участках с промышленными категориями
запасов солей при максимальной экономической эффективности.
В разделе 4.1. выполнена оценка влияния на продуктивность добывающих
скважин забойных и пластовых давлений. Разработан программный продукт
PrognozRNM
для
экспресс-оценки
показателей
разработки
залежей
нефти
месторождений ВКМКС.
Использование
программы
PrognozRNM
может
существенно
повысить
надежность прогнозных оценок при проектировании разработки нефтяных
месторождений,
особенно
на
начальных
стадиях
эксплуатации
нефтяных
месторождений, а также возможно применения на более поздних стадиях с целью
оперативного контроля расчетов при гидродинамическом моделировании (Eclipse,
Tempest More и др.).
Практические
возможности
применения
методики
и
экономическая
эффективность отмечается при планировании поисковых работ для месторождений
Верхнего Прикамья, при экспресс-оценке разрабатываемых месторождений, при
ежегодном аудите остаточных извлекаемых запасов месторождений Верхнего
Прикамья.
Экономическая оценка разработки залежи нефти в фаменских отложениях
Гагаринского
месторождения
показывает
эффективность
эксплуатации
добывающих скважин с забойными давлениями не ниже давления насыщения нефти
газом в условиях высокой газонасыщенности пластовой нефти.
119
В главе 4.2. проведен анализ экологических последствий совместной
разработки калийных солей и нефтяных залежей в Березниковско-Соликамском
районе Пермского края. Установлена напряженная экологическая обстановка в
данном районе, вызванная техногенным воздействием калийных предприятий. Для
снижения масштабов негативного воздействия калийных предприятий, наряду с
осуществляемой закладкой галитовых отходов в выработанное пространство,
необходимо более активно внедрять технологии подземного складирования
глинисто-солевых шламов в специальных камерах большого сечения и сброса
избыточных рассолов в поглощающие горизонты.
Техногенные нагрузки на компоненты природной среды, сопровождающие
освоение ресурсов углеводородов, носят умеренные масштабы и не приводят к
ухудшению
экологической
обстановки
на
прилегающих
к
нефтяным
месторождениям территориях. Использование передовых технологий строительства
нефтяных скважин (безамбарное бурение, многозабойные конструкции с большими
проложениями), а также реализация комплекса природоохранных мероприятий,
позволяет сократить масштабы техногенного воздействия на окружающую
природную среду до экологически безопасного уровня, позволяющего вести работы
даже в пределах территорий с режимом особого природопользования. В связи с
этим, освоение нефтяных месторождений, территориально совмещенных или
сопряженных с зонами техногенного воздействия калийных предприятий, с
экологической точки зрения вполне допустимо.
В разделе 4.3. разработан пример освоения типового месторождения нефти в
контуре запасов калийных солей. В качестве типового объекта ВКМКС выбрано
месторождением им.Архангельского, для которого выявлены карбонатная залежь
башкирского яруса (пласт Бш); терригенные залежи визейского яруса (пласты Ал,
Бб); карбонатная турне-фаменская залежь (пласт Т-Фм). Произвден расчет потерь
калийных солей в целиках под нефтяные скважины на месторождении им.
Архангельского. Расположение нефтяных скважин рядом с солеразведочными
сводит к минимуму потери калийных солей в целиках. Малые величины потерь
калийных и калийно-магниевых солей в предохранительных целиках под
120
ликвидированные нефтяные скважины позволяют сделать вывод о неактуальности
проблемы потерь солей в целиках.
Результатом 4 этапа является разработка и выполнение студентами, в общей
сложности, 16 дипломных проектов по 4 направлениям НОЦ, а также проведение
студенческими
группами
анализа
результатов
фильтрационно-емкостных
свойств
карбонатных
лабораторных
коллекторов
исследований:
фаменских
и
башкирских залежей месторождений Соликамской депрессии на керновом
материале; свойств цементного порошка, тампонажного раствора и цементного
камня
тампонажных
материалов,
предназначенных
к
применению
для
цементирования обсадных колонн в нефтяных скважинах на территории ВКМКС;
оседания земной поверхности на нефтяных месторождениях и испытаний
компрессионных
свойств
образцов
коллекторов
Соликамской депрессии; прогнозирования
нефтяных
месторождений
показателей разработки залежей в
условиях месторождений территории ВКМКС.
Итоги четвертого этапа представлены в виде отчета с рисунками и таблицами,
что соответствует техническому заданию.
Результаты, полученные в ходе выполнения работ по данному этапу, должны
получить свое применение на промышленных предприятиях горнодобывающего и
нефтяного профилей, в научно-исследовательских и проектных организациях,
осуществляющих добычу калийно-магниевых ресурсов и бурение глубоких скважин
на нефть на территории Соликамской депрессии. Также результаты работы могут
использовать ВУЗы горного и нефтяного профиля при подготовке курсов лекций по
разработке нефтяных и газовых месторождений, механике горных породи др.
121
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1
Галкин С.В. Вероятностный прогноз геологических рисков при поисках
месторождений нефти и газа. Изд-во «Книжный мир», Пермь, 2009. 222 с.
2
Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем
разработки нефтяных месторождений с заводнением. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,
2007. – 396 с.
3
Поплыгин В.В., Галкин С.В. Применение программы «PrognozRNM» для
проектирования разработки нефтяных месторождений // Научные исследования и
инновации. 2011. Т. 5. № 2. С. 95-98.
4
Илюшин
П.Ю.
Возможности
применения
аналого-статистических
методов при прогнозе обводненности продукции на примере терригенных
отложений Пермского края // Нефтегазовое и горное дело: тез. докл. всерос. конф.,
Пермь, 11-12 сент. 2010 г. – Пермь, 2010. – С. 88-89.
5
Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов
нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков
месторождений территории ВКМКС //Нефтепромысловое дело – М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2010. - № 7.
6
систем
Поплыгин В.В., Галкин С.В., Давыдова И.С. К вопросу оптимизации
разработки
месторождений
в
условиях
Предуральского
эксплуатационных
краевого
объектов
прогиба//Геология,
нефтяных
геофизика
и
разработки нефтяных месторождений – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - № 12.
7
Илюшин
П.Ю.
Возможности
применения
аналого-статистических
методов при прогнозе обводненности продукции на примере терригенных
отложений Пермского края // Нефтегазовое и горное дело: тез. докл. всерос. конф.,
Пермь, 11-12 сент. 2010 г. – Пермь, 2010. – С. 88-89.
8
Заявка на изобретение РФ 97105497, E21B49/00,
опубликованная
27.01.1999.
9
Патент РФ 2119583, E21B49/00, опубликованный 27.09.1998.
10
Патент РФ 2135766, E21B49/00, опубликованный 27.08.1999.
122
11
Патент РФ 2166630, E21B49/00, E21B43/16, опубликованный 10.05.2001.
12
Патент РФ 2183268, E21B49/00, опубликованный 10.06.2002.
13
Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Чалов С.В. Изменение продуктивности
добывающих скважин при разработке залежей нефти с высокой газонасыщенностью
Нефтяное хозяйство, №8, 2010.
14
Москвин В.А., Мордвинов В.А. Экономическая оценка геолого–
технических мероприятий в нефтегазодобыче. Учебно-методическое пособие: Перм.
гос. техн. ун-т. Пермь, 2005. 21 с.
15
контролья
Бачурин Б.А., Борисов А.А. Газогеохимическое зондирование как метод
за
развитием
аварийных
ситуаций
на
БКПРУ-1.
//
Горный
информационно-аналитический бюллетень. – 2009. – № 4. – С. 371-378.
16
Сопряженная инвентаризация природных ресурсов на базе обработки
системно-аэрокосмической
и
наземно-подземной
информации
в
пределах
Верхнекамского месторождения калийных солей (на территории деятельности ОАО
«Уралкалий» и ОАО «Сильвинит») в масштабе 1 : 50000. Отчет о НИР. Отв.
исполнитель Петрик А. И. - М. Агрохимбезопасность, 1998.
17
Оценка влияния калийных предприятий ОАО «Уралкалий» и ОАО
«Сильвинит» на загрязнение почвенного покрова и приповерхностной гидросферы.
Отчет о НИР по договору № 16/98 с ИЭГМ УрО РАН. Рук. Бачурин Б.А. Пермь:
Горный институт УрО РАН, 1998.
18
Бачурин
Б.А.
Эколого-геохимические
аспекты
техногенеза
горнодобывающего профиля //Перспективы освоения недр – комплексное решение
актуальных проблем. М.: ИПКОН РАН, 2002, с.26-30.
19
Бабошко А.Ю., Бачурин Б.А. Тяжелые металлы в отходах калийной
промышленности. // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2009. – №
5. – С. 369-376.
20
Оценка масштабов техногенного воздействия на гидросферу объектов
СКРУ-3. /Отчет о НИР по договору № 5-96 с ОАО «Сильвинит”. Рук. Бачурин Б.А.
Пермь: ЗУМО МАНЭБ, 1997.
123
21
Бачурин Б.А., Борисов А.А., Бабошко А.Ю. Газовое «дыхание» калийных
недр и проблемы безопасности жизнедеятельности. Геология и полезные
ископаемые Западного Урала. – 2010. – № 13. – С. 298-301.
22
Правила промышленной безопасности при освоении месторождений
нефти на площадях залегания калийных солей (ПБ 07-436-02). /Постановление
Госгортехнадзора России от 04.02.2002 г. № 8; зарегистрировано в Минюсте РФ
26.02.2002 г. № 3272.
23
Воздействие
процессов
нефтедобычи
и
экологическая
оценка
современного состояния гидросферы, почв и воздуха Уньвинского и Сибирского
месторождений НГДУ "Полазнанефть". Отчет о НИР по договору № 1-33 с ЗАО
«ЛУКойл-Пермь”. Руководители Бачурин Б.А., Кузнецова М.И. Пермь: ЗУМО
МАНЭБ, 1997.
24
Геоэкологическое обследование территории Жилинского нефтяного
месторождения. Отчет о НИР по договору № 1-54 с ЗАО «ЛУКойл-Пермь». Рук.
Бачурин Б.А. Пермь, 1997.
25
мира
на
Изучение атмосферы, гидросферы, почв, растительности и животного
территории
Уньвинского
месторождения.
Отчет
о
НИР
к
РП
"Строительство и обустройство куста 40а Уньвинского месторождения на период
промышленной эксплуатации. Рук. Костарев С.М. – Пермь: ПермНИПИнефть, 2001.
26
Изучение атмосферы, гидросферы, почв, флоры и фауны на территории
Юрчукского месторождения. Отчет о НИР к РП « Реконструкция СНУ Юрчукского
нефтяного месторождения». Рук. Костарев С.М. – Пермь: ПермНИПИнефть, 2001.
27
Исследование
месторождений
и
геоэкологической
нефтеперспективных
обстановки
структур,
на
территории
сопряженных
с
особо
охраняемыми заповедными территориями Пермской области / Отчет о НИР по
договору № 201 с ЗАО «ЛУКойл-Пермь”. Рук. Бачурин Б.А. - Пермь: ГИ УрО РАН,
2002.
28
Комплексное
обследование
состояния
почвенного
покрова
и
приповерхностной гидросферы на территории Сибирского месторождения. Отчет о
124
НИР по договору № 1э с ЗАО «ЛУКойл-Пермь». Рук. Бачурин Б.А. - Пермь: ГИ УрО
РАН, 2000.
29
Комплексное
обследование
состояния
природных
геосистем
на
территории Белопашнинской площади. Отчет о НИР по договору № 1щ с ЗАО
«ЛУКОЙЛ-Пермь». Руководитель Бачурин Б.А. Пермь, Горный институт УрО РАН,
2000.
30
Разработка
регламента
проведения
гидрорежимных
исследований
наблюдательных скважин на объектах бурения, эксплуатации и размещения отходов
предприятия Отчет о НИР по договору № 200 с ЗАО «ЛУКойл-Пермь”. Рук.
Бачурин Б.А. Пермь: Горный институт УрО РАН, 2003.
31
Экологическая
оценка
процессов
воздействия
нефтедобычи
на
гидросферу, почвы и атмосферный воздух на территории Чашкинского и
Юрчукского месторождений НГДУ "Полазнанефть". Отчет о НИР по договору № 144 с ЗАО «ЛУКойл-Пермь». Рук. Бачурин Б.А. – Пермь, 1998.
32
Бачурин Б.А., Борисов А.А. Характер техногенного преобразования
природных геосистем в районах нефтедобычи. // Горный информационноаналитический бюллетень. – 2009. – № 12. – С. 299-304.
33
Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей
разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. - №3. – С. 112-115.
34
Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к
одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство,
– 1992. –. № 8. - С. 10-12.
35
Разработка методики обоснования возможности и целесообразности
последовательной безопасной эксплуатации нефтяных залежей и калийных солей в
условиях ВКМКС на основе современных прогнозно-аналитических технологий.
Отчет о работе. ООО «Геофис». Рук.работы Раевский В.И. Фонды ООО «ЛУКОЙЛПермь». 2001г.
36
ТЭО доразведки, пробной и опытно-промышленной эксплуатации
месторождения
нефти
им.Архангельского.
125
Отчет
о
работе.
ОАО
«ПермНИПИнефть». Рук.работы Голубев Б.М. Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».
2000г.
37
ТЭО пробной и опытно-промышленной эксплуатации месторождения
нефти им.Архангельского. Отчет о работе. ОАО «ПермНИПИнефть». Рук.работы
Голубев Б.М. Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». 2001г.
126