2012-09-04 Лекция 1
.pdf
Оконтуривание месторождения
Выделение поверхностей
(горизонтов)
Выявление структурных
нарушений и зон
Создание трехмерной сетки с учетом расположения скважин
Корреляция разрезов скважин
◦Интерполяция нефтегазоносных пластов
Построение трехмерной модели
распределения ФЕС
◦Расчет значений свойств в ячейках сетки
Модели нефте- и газонасыщенности
Конечным результатом моделирования являются
объемы геологических запасов УВ
ГКЗ
Исходные данные
◦Геологическая модель
◦Результаты анализа состава и свойств (PVT) пластовых флюидов
◦Данные испытаний (гидродинамических исследований) скважин Данные о состоянии и параметрах фонда скважин
Проводится расчет прогноза добычи, например, по модели трехфазной фильтрации нелетучей нефти
(blackoil)
Составляется технико-экономическое обоснование
коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН)
Конечным результатом моделирования являются
прогнозные дебиты скважин и КИН
ЦКР / ТКР
В процессе добычи уточняются:
◦Геологическая модель и запасы нефти и газа
◦Проницаемость и гидропроводность пласта
◦Функции модифицированных относительных фазовых проницаемостей
Настройка (адаптация) модели на историю разработки
месторождения с учетом новых данных производится
ежегодно (реже ежеквартально, в идеале в реальном времени)
РД 153-39.0-047-00
CF = (денежный поток в период времени t)
◦= В – (выручка от реализации продукции)
◦– КВ – (капиталовложения)
◦– ОЗ – (операционные затраты)
◦ – Н (налоги)
NPV – чистый денежный доход (ЧДД) от проекта
◦ , где i – ставка дисконта
Экономический предел – момент времени t, когда NPV(t) =
max(NPV) |
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Экономический |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
предел |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
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 |
t |
|
|
|
|
|
Капиталовложения, операционные затраты и налоги |
|
||||||||||||||||||||
Коэффициент запасы / добыча:
Россия – 23,5 года США – 10,8 лет Среднее – 54,2 года
Коэффициент запасы / добыча:
Россия – 73,5 года США – 13,0 лет Среднее – 63,6 года
|
Нефть |
Газ |
|
|
|
Доказанные запасы на конец 2010 |
12,1 млрд.тонн (+1,5) |
44,6 трлн.м3 (–0,2) |
Доказанные запасы (от мировых) |
5,3% |
21,4% |
|
|
|
Добыча (в год) |
511,4 млн.тонн (+1,2%) |
607,0 млрд.м3 (+3,1%) |
Добыча (от мировой) |
12,8% |
18,5% |
|
|
|
Соотношение «запасы / добыча» |
23,5 года |
73,5 года |
|
|
|
Место в мире по запасам |
8 |
1 |
|
|
|
Место в мире по добыче |
2 |
2 |
|
|
|
Основные типы моделей НГО
Жизненный цикл месторождения
◦Геофизические работы
◦Геофизические исследования скважин (ГИС)
◦Структурное моделирование
◦Геологическая модель
◦Фильтрационная (гидродинамическая) модель
◦Эксплуатация и корректировка модели месторождения
◦Экономический анализ
Мировые запасы углеводородов