Был пересчитан объем запасов ПКС на месторождении и выяснилось, что остаточных извлекаемых запасов горизонта достаточно. При уточнении запасов оценивались геологические риски, определялась оценка геологических параметров, особенно пористости, характеризующейся большими значениями в южной, юго-восточной частях, отмечалась необходимость проведения с этой целью геолого-геофизических работ.
Ключевые слова: нефть, запас, прогноз, риск, месторождение, модель.
В настоящее время нефть и газ играют большую роль в энергообеспечении Азербайджана. В республике эксплуатируется множество нефтегазовых месторождений. Показатели этих месторождений отличаются друг от друга. Существует ряд геолого-технологических проблем, неопределенностей в освоении ресурсов. Для решения этих задач следует обратиться к геологическим основам. На месторождении Бузовна-Маштага в разрезе подкирмакинской свиты (ПКС), по которым проводятся исследования, для реализации остаточных запасов рекомендуется их уточнение и изучение параметров геолого-геофизических исследований.
Разработка месторождения Бузовна-Маштага началась в 1941 году. Давление за 73 года (1941–2013 гг.) составляло 19,5 МПа, а в процессе разработки постепенно снижалось и составило 10,1 МПа.
Разделяя на этапы разработки объект ПКС, следует отметить, что первый этап относится к 1947 году, так как стабилизационного периода не было, с 1947 года начался III этап и продолжался, в том числе и в 1960 году. С 1961 года (темп нефтеизвлечения-1,72) начался IV этап, и в течение этого периода разработки темп нефтеизвлечения упал с 1,72 до 0,01. В 1948 году на южном крыле Маштагинской структуры было начато заводнение (рис.1).
Рис. 1. Динамика показателей разработки
Можно сделать вывод, что увеличение количества скважин в последние годы привело к значительному увеличению годовой добычи нефти(рис.2).
Рис. 2. Фонд скважин
Рассмотрим карту распределения эффективных толщин. В целом эффективные толщины по скважинам колеблются в пределах 6,8–32,6 м. Как видно из карты, область, где эффективная толщина наибольшая -это центральная часть, где находится скважина № 1278, северо-восточная часть, где находится скважина № 1342 и восточная часть, где находится скважина № 1320. Именно на этих участках месторождения эффективная толщина слоев высока и составляет 31,8–32,6 метра (рис.3).
Следует отметить, что при расчете запасов нефти объемным методом необходимо исходить из средних значений шести расчетных параметров, характеризующих месторождение: площади нефтеносности, эффективной толщины, коэффициента открытой пористости, коэффициента нефтенасыщенности, плотности нефти в пластовых условиях и коэффициента объемного расширения нефти, а в программном пакете Crystal Ball определить минимальное, среднее и максимальное значения этих параметров.
Рис. 3. ПКС — распределение эффективной толщины по площади
Используя оценки указанных показателей, надо отметить также соответствие расчетного резерва горизонта ПКС оценкам P(10, 50, 90) в “международной системе классификации”. P10 (10 %) означает, что оценка рассчитанного запаса здесь на 90 % верна, и существует 10 %-ный риск его добычи. Ссылаясь на параметры, величина рассчитанного запаса очень близка к 50 %, как видно из рисунка 4. То есть это означает, что наличие запасов на месторождении до расчетной величины на 50 % рискованно на 50 %.
Рис. 4. Гистограмма Монте-Карло по запасам ПКС месторождения Бузовны-Маштага
Оценка геологических рисков при расчете запасов основана не только на диаграммах торнадо, но и на математической матрице (рис.5), и, таким образом, должны быть определены пути снижения геологических рисков.
Рис. 5. Математическая матрица
На основе построенной матрицы было рекомендовано уточнить по площади пористость, которая принимается за параметр среднего риска. По этой причине на основе карты распределения, составленной по зонам, неохваченным разработкой, были спрогнозированы значения пористости(рис.6) и определены пути снижения геологических рисков.
Рис. 6. Карта распределения пористости
Для прогнозирования таких технологических показателей, как добыча нефти, жидкости, газа и др. по вариантам разработки ПКС месторождения Бузовна-Маштага была выбрана модель расчета, основанная на геолого-технологических данных, собранных и проанализированных в период фактической разработки исследуемого объекта:
D = 1 —
где: D — темп или коэффициент падения добычи; q н –годовая добыча неф-ти на начало выбранного интервального периода обработки, тыс. т; q к — годо-вая добыча нефти на конец того же периода, тыс. т; t 1 , t 2 — срок эксплуатации на начало и конец периода, годы.
На основе фактических данных добычи нефти для прогноза нефтеизвлечения по ПКС была построена кривая годовой добычи нефти(рис.7). На основе исходных данных был определен фрагмент, более полно характеризующий процесс разработки анализируемого месторождения, и по выбранной модели расчета был рассчитан коэффициент падения. Затем по установленному коэффициенту падения прогнозируется добыча нефти на прогнозный период со стабильным сохранением системы разработки объекта элсплуатации. Для этого был выбран характерный период разработки по горизонтали (интервал 2010–2000 гг.), когда в 2000 году из объекта было добыто 10,0 тыс.т, а в 2010 году-2,7 тыс. т нефти. По этим показателям решая уравнение (1), определяем коэффициент падения (0,87).
Рис. 7. Годовая динамика добычи по ПКС
Заключение
- Для решения требуемой задачи на месторождении Бузовна-Маштага были собраны, систематизированы геолого-горные данные по ПКС, и создана основа для решения примененной геолого-математической модели.
- Поскольку месторождение на сегодняшний день находится в простое, бурение скважин на исследуемом участке считается единственным выходом. Воздействия от заводнения, новых методов для дополнительного увеличения добычи не ожидается. В целях регулирования процесса разработки и контроля за ним рекомендуется проводить на объекте бурение боковых стволов, приводить соответствующие скважины в оптимальный режим, восстанавливать ликвидированные скважины, исследовать состояние неактивного фонда, ремонтировать простаивающие скважины.
- Для эффективного завершения освоения и разработки остаточных запасов на исследуемом объекте необходима оценка геологических рисков и неопределенных параметров пласта, уточнение параметров высокого риска.
- В практике разработки нефтегазовых месторождений расчетные модели нефтедобычи, основанные на фактических данных добычи и эксплуатации, характеризуются функцией зависимости добычи от времени. По этим математическим моделям, созданным на базе статистических данных, сохраняются (экстраполируются) закономерности изменения в зависимости от времени извлечения из объектов на фактическую дату и прогнозные годы обработки.
Литература:
- А. М. Салманов, А. Ш. Эминов, Э. Г. Ахмедов. Особенности распределения запасов в нефтегазовых месторождениях и геологические риски на примере месторождения Гюнешли. Азербайджанское Нефтяное Хозяйство (на азербайджанском языке). Баку-2015, № 11, стр 3–5.
- Б. А. Багиров«Нефтегазопромысловая геология» Баку, 2011.
- Э. Б. Велиева. Геологические основы комплексной оценки ресурсов местрожденый нефти и газа. — Баку: XXI Yeni Nəşrlər Evi, 320 səh.
- C. A. Taирова, В. М. Сулейманова. Текущее состояние разработки высоковязких нефтяных месторождений суши Азербайджана и применение новых методов для увеличения нефтеотдачи. Геолог Азербайджана (на азербайджанском языке). Баку, 2017. стр. 73–82.
- F. V. Ragimov F.V, R. Huseynov, A.Sh. Uncertainty & risks while the probabilistic method of estimation of reserves. EAGE LC Azerbaijan and Azerbaijan Society of Petroleum Geologists (ASPG) under SPE operating // The InternationalConference “The Caspian Region: Peculiarities of the geology (the off shore and adjacent oil and gas areas)”, — Baku: 1–3 November, -2017.
