Если в эксплуатационном объекте имеется чистонефтяная зона (ЧНЗ), то один из возможных вариантов обоснования выглядит следующим образом.
С применением ГФМ в контуре ЧНЗ определяются:
- средневзвешенные величины эффективной нефтенасыщенной толщины, фильтрационно-емкостных и деформационных свойств пород,
- коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности,
- свойства пластовых флюидов и функций ОФП.
С применением ГФМ и стохастических методов формируется типовой разрез ЧНЗ, в котором соблюдается равенство как статистических показателей ЧНЗ (коэффициенты песчанистости и расчлененности), так и средневзвешенных параметров ГФМ.
Приводятся исходные данные для проведения технологических (табл. 27, 28) и экономических (табл. 30) расчетов показателей разработки.
На базе регулярной сетки рассматриваются системы размещения скважин: линейная пятирядная, трехрядная, площадная девятиточечная, пятиточечная,
в каждой из которых исследуются различные плотности сеток: 4, 9, 16, 25, 36, 49, 64 га/скв.
Исследуется применение различных видов скважин (наклонно-направленные и более сложной архитектуры: МЗГС, МЗС, МРС, МСС, ГС), вскрытие продуктивных отложений на репрессии и депрессии, а также наклонно-направленные скважины с ГРП.
Протяженность горизонтальных участков ГС выбирается, исходя из технических возможностей и геологического строения месторождения.
Выбор систем ППД, плотности сеток, скважин различной архитектуры, применение ГРП используются для формирования реальных по технико-технологическому обеспечению вариантов разработки, по которым рассчитываются технологические и экономические показатели в динамике за весь период разработки.
На основе выполненных расчетов выбираются для последующего анализа варианты, обеспечивающие добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов, и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов. К реализации рекомендуется вариант, который удовлетворяет основному требованию оптимальности.
В эксплуатационном объекте за пределами ЧНЗ (газонефтяная, водонефтяная, водонефтегазовая зоны) предварительно принимаются система размещения и плотность сетки скважин, принятые для ЧНЗ. В дальнейшем по мере уточнения геологического строения и параметров пластов, система размещения скважин и методы воздействия в этих зонах могут быть адаптированы к реальным условиям.
Для эксплуатационных объектов небольших размеров, в которых отсутствует возможность размещения скважин по регулярной сетке, обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с применением ГФМ по объекту в целом.
Если в эксплуатационном объекте отсутствует чистонефтяная зона, обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с применением ГФМ по объекту в целом.
Для разрабатываемых месторождений обоснование мероприятий по совершенствованию разработки залежей, размещению и количеству дополнительных скважин проводится с применением ГФМ по каждому эксплуатационному объекту.
При составлении проектного технологического документа по новому месторождению рекомендуется использовать для обоснования ряд вариантов его разработки:
- заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин;
- заводнение пластов с бурением скважин сложной архитектуры и зарезками боковых стволов;
- заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин с проведением в них ГРП;
- заводнение пластов с применением физико-химических методов воздействия;
- применение газового и водогазового воздействия;
- применение тепловых методов;
- разработка пластов на режимах истощения и др.
Для определения технологических показателей вариантов разработки нового месторождения с использованием карт эффективных нефтенасыщенных толщин эксплуатационных объектов с помощью ГФМ строятся рекомендованные схемы размещения скважин, прогнозируются технологические и экономические показатели разработки. Эффект от применения различных ГТМ, в том числе высокоэффективного ГРП, рассчитывается на геолого-фильтрационной модели, с учетом влияния методов не только на скважину, где проектируется ГТМ, но и на все окружающие скважины.
На разрабатываемом месторождении исполнитель работы обосновывает 2-3 варианта, из которых вариант 1 – базовый, предусматривающий разработку месторождения в соответствии с утвержденным вариантом.
В варианте 2 обосновывается комплекс мероприятий по повышению эффективности выработки запасов с развитием применения методов и средств увеличения нефтеотдачи.
В варианте 3 рассматривается разработка месторождения с применением принципиально новых технологий нефтеизвлечения или известных, но ранее на нем не применявшихся.
Технологические показатели вариантов разработки рассчитываются с применением ГФМ. Результаты расчетов представляются в форме таблицы 29 в основном тексте документа.
В графических приложениях даются карты абсолютной проницаемости и остаточной нефтенасыщенности по состоянию на конец разработки.
Приводятся результаты анализа расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр. Для этого на основе проведенных расчетов по вариантам разработки определяются коэффициенты вытеснения, охвата и нефтеизвлечения. Они сравниваются с этими же параметрами, числящимися на государственном балансе (табл. 32).
7.9 В раздел "Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов" рекомендуется включать следующие подразделы:
7.9.1 Анализ эффективности применяемых методов.
Содержит:
- краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия;
- объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;
- результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;
- оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов;
- обоснование (уточнение) геолого-физических граничных условий и наиболее эффективного применения технологий воздействия на пласты;
- выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения;
- технико-экономическую оценку эффективности применения методов.
Результаты анализа эффективности применения методов воздействия на пласты сводятся в таблицу 33. Даются рекомендации для дальнейшего применения на данном месторождении наиболее эффективных методов.
7.9.2 Программа применения методов на проектный период.
Обычно содержит:
- наименование рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;
- геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность;
- объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения, включая адресную (поскважинно) программу применения методов на ближайшие 2-3 года;
- оценку эффективности применения методов (видов воздействия) по годам разработки за проектный период;
7.9.3 Опытно-промышленные работы на месторождении.
Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.
Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам и месторождению в целом (табл. 28, 29, 31).
7.10 Экономическая часть проектного технологического документа – раздел "Технико-экономический анализ проектных решений" – содержит разделы (подразделы), перечисленные ниже.
7.10.1 Показатели экономической оценки.
Для экономической оценки рекомендуется использовать следующие основные показатели эффективности:
- чистый доход ЧД (CF);
- чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV);
- внутренняя норма рентабельности;
- индекс доходности затрат;
- индекс доходности инвестиций;
- срок окупаемости.
В систему оценочных показателей включаются:
- капитальные вложения на освоение месторождения;
- эксплуатационные затраты на добычу нефти;
- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
Расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с действующим налоговым законодательством.
7.10.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат.
В разделе обычно обосновываются среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат (табл. 30).
Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового обустройства определяются в соответствии с технологическими показателями каждого варианта разработки по следующим направлениям:
- эксплуатационное бурение;
- оборудование для добычи нефти, закачки рабочего агента;
- сбор и транспорт нефти и газа;
- комплексная автоматизация;
- электроснабжение и связь;
- водоснабжение промышленных объектов;
- базы производственного обслуживания;
- автодорожное строительство;
- заводнение нефтяных пластов;
- технологическая подготовка нефти;
- методы увеличения нефтеотдачи пластов;
- очистные сооружения;
- природоохранные мероприятия;
- прочие объекты и затраты.
Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются в соответствии со среднерегиональными данными на основании публикуемых условий и цен конкурсов и аукционов.
Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин и объектов нефтепромыслового строительства.