Проектирование освоения нефтегазового месторождения на арктическом шельфе российской федерации» согласно заданию в приложении.

Введение
В настоящее время морской нефтегазовый комплекс становится одной из ведущих отраслей мировой энергетики и обеспечивает до 30 общей добычи нефти и газа в мире. Рост темпов освоения морских нефтегазовых месторождений в мире и России будет продолжаться и в дальнейшем, особенно, если учитывать высокие прогнозные оценки запасов углеводородного сырья на шельфе Арктического региона. Есть все основания полагать, что от успеха реализации планируемых и уже существующих проектов освоения арктического шельфа будут зависеть энергообеспеченность и социально-экономическое развитие Российской Федерации.
Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа основываются на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: результаты полевых исследований местности; данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов; данные опробования и испытания пластов, промыслово-геофизических исследований в скважинах, опытно-промышленных работ и разработки залежей; результаты промыслово- геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. Решение этих задач в значительной мере влияет на достоверность осуществляемого подсчёта запасов месторождений, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Процесс изучения залежи идёт непрерывно с момента её открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, осуществляется и пересчёт запасов
Опыт освоения морских арктических и субарктических нефтегазовых месторождений в мире и в России
Двадцатое столетие стало началом развития работ по добыче нефти и газа на шельфе морей мира (шельф Северного моря, шельф Мексиканского залива, шельф моря Бофорта, шельф Каспийского моря и пр.). Активный поиск и разведка нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954 г. Проведены значительные сейсмические и разведочные работы, в том числе и в арктических морях. К 1965 г. Всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 г. — 2 страны, в 1973 г. — более 30. В 1984 г. 40 государств добывали газ на шельфе и свыше 140 стран осуществляли разведку его запасов. К началу 90-х гг. поиском морских месторождений и их разработкой занималось уже более 100 государств. В настоящее время освоение ресурсов шельфа, несмотря на сложные природно3климатические условия морского поиска, непрерывно продолжается. Мировая добыча нефти в море, составляя в среднем 32% общемировой, неуклонно растет, так как потенциальные ресурсы нефти и газа в акваториях. Мирового океана превосходят их запасы на суше почти в 3 раза. Разведка месторождений осложняется различными природными явлениями: штормовыми ветрами, наличием мощной толщи воды, волн, сильных течений и айсбергов. Все это увеличивает затраты на поиск и добычу морских углеводородов и увеличивает экологические риски.
В 60-70-е гг. прошлого века, в связи с открытием обширных нефтегазовых месторождений на материковой части арктических зон СССР, Канады и США начинается промышленное освоение этих территорий. По данным Геологической службы США к 2007 г. на российской и канадской материковой части Арктики открыто более 400 нефтегазовых месторождений, содержащих порядка 10% мировых доказанных запасов углеводородов.
В Канаде уже к концу 19803хг г. было открыто 47 нефтегазовых месторождений в море Бофорта и в дельте реки Макензи, а также 18 — в районе арктических островов, которые не осваивались из-за высокой стоимости разработки месторождения. В 2003 г. Министерством по делам индейцев и развития северных территорий Канады выдано 18 лицензий на разведку нефтегазовых месторождений в море Бофорта и дельте реки Макензи таким компаниям, как BP, «Chevron», «ConocoPhillips», «Royal Dutch Shell».При этом перейти непосредственно к добыче нефтегазовых ресурсов на месторождениях компании— обладатели лицензий могут только после получения одобрения Национальной службы энергетики Канады (National Energy Board—НСЭ). По оценкам НСЭ, промышленное освоение морских нефтегазовых ресурсов Арктики в Канаде может начаться в 2014 г. Перед началом добычи на
Лицензионных участках в море Бофорта и в дельте реки Макензи необходимо получить одобрение Национальной службы энергетики Канады (НСЕ).
В Норвегии до недавнего времени основным районом добычи нефти и газа были Северное и Норвежское моря. Несмотря на то что в норвежской части Баренцева моря уже были открыты крупные нефтегазовые месторождения (например, в 1984 г. месторождение «Белоснежка», начиная с 1980 г. в норвежской акватории Баренцева моря пробурено более 80 поисково-разведочных скважин и открыто более 30 месторождений, большинство из которых являются спутниками месторождения
«Белоснежка». С 2001 по 2005 г. норвежское правительство установило мораторий на разведку нефтегазовых ресурсов в Баренцевом море. В Баренцевом море у берегов России и Норвегии
может располагаться треть всех мировых неразведанных запасов нефти и газа. 15 сентября 2010 г. Российская Федерация и Королевство Норвегия подписали договор о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане.
Этот договор вступил в силу в 2011 г., тем самым прекратив мораторий на разведку в бывшем спорном районе углеводородных ресурсов, значительная часть которых, по существующим прогнозам, сосредоточена в его восточной части. В целом начальные извлекаемые запасы норвежского сектора Баренцева моря оцениваются в 45 млн т нефти, а вероятные запасы газа оцениваются в 770 млрд куб. м5. Необходимо отметить, что в Норвегии действуют жесткие регулирующие меры в отношении нефтегазопромысловых работ в морском арктическом секторе, некоторые участки которого объявлены особо уязвимыми районами, где с целью снижения экологического риска вводят запреты на бурение скважин на шельфе в периоды сильного ледостава.
Изучение континентального шельфа в Гренландии, являющейся самоуправляемой территорией в составе Королевства Дания, начато еще в середине 703хг г. прошлого века. Было пробурено пять морских скважин в южной части Западной Гренландии, однако все они оказались «сухими». В начале 90-х гг. Сейсмо-разведочные данные показали наличие нефтегазовых запасов на материковой части Западной Гренландии, после было выдано пять лицензий на добычу в Нуукском бассейне, однако к
коммерческому успех у это бурение не привело. С 2002 г. выдано 20 лицензий на разведку компаниям «Shell», «ConocoPhillips», «Statoil», «Cairn Energy» и пр.7, но ни одной лицензии на разработку пока не выдано. По предварительным оценкам угле3 водородный потенциал континентального шельфа Гренландии составляет 52 трлн куб. футов газа, 7,3 млрд баррелей нефти и 1,2 млрд баррелей газового конденсата, что в сумме оценивается в 18 млрд баррелей нефтяного эквивалента.
В России в соответствии с Основами государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 г. одной из главных задач государственной политики в Арктике является превращение Арктической зоны Российской Федерации в ведущую стратегическую ресурсную базу России (в первую очередь речь идет об углеводородныхресурсах ), «обеспечивающую решение задач социально-экономического развития страны». В 80-е гг. ХХ в. российские ученые под руководством И.С. Грамберга установили исключительно высокую нефтегазоносность арктического шельфа (80—120 млрд т условного топлива в нефтяном эквиваленте). На российском шельфе открыто 20 крупных нефтегазоносных провинций и бассейнов, запасы 10 из которых являются доказанными. Крупнейшими осадочными бассейнами в Арктике являются Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский. Наиболее значительная часть ресурсов Российской Арктики (около 94% общего объема) сосредоточена в ее западной части, а неразведанные запасы ее восточной части (вдоль континентального склона и в глубоководном Арктическом бассейне) в основном относятся к категории предполагаемых, или условных. К настоящему времени в акваториях арктических морей России открыто 22 месторождения нефти и газа, 4 — в губах и заливах Карского моря и подводные продолжения пяти прибрежных объектов — там же. Все они расположены в западной части арктического шельфа, добыча на них не ведется. Учитывая ничтожную степень разведки шельфа Печорского, Баренцева и Карского морей и практически полное отсутствие сведений о ресурсах морей восточной части Арктики, можно со значительной долей вероятности предполагать открытие новых месторождений углеводородов на арктическом шельфе России. Среди ресурсов значительно преобладают газовые, большая часть которых приурочена к мезозойским отложениям. Сравнительно небольшими объемами сейсморазведки и поисково-разведочного бурения в наиболее изученном западном секторе открыты три уникальных газоконденсатных и ряд крупных
нефтяных (Приразломное, Долгинское и др.) и газовых (Ледовое и др.) месторождений. Это свидетельствует о реальности Новых открытий как в Печорском, Баренцевом и Карском, так и в очень слабо изученных восточно-арктических морях.
При этом уровень геологической изученности шельфа северных морей России остается крайне низким. Так, изученность Баренцева моря составляет примерно 14%, а суммарная изученность Карского моря,
моря Лаптевых, Восточно3Сибирского моря, Чукотского моря —меньше 1%. Это позволяет предположить, что углеводородный потенциал континентального шельфа Российской Федерации имеет все шансы быть значительно увеличен. Из всех приарктических государств Россия первой приступила к освоению морских углеводородных ресурсов Арктики в покрытых льдом районах. Первым проектом является разработка нефтяного месторождения «Приразломное», расположенного в юго-восточном районе Баренцева моря (Печорское море) с запасами нефти более 70 млн т. В декабре 2011 г. на месторождение была доставлена морская ледостойкая нефтедобывающая платформа «Приразломная», которая летом 2012 г. Приступила к бурению первых промышленных скважин. Лицензия на разработку данного месторождения выдана ОАО «Газпром». Газпром владеет лицензией на разработку еще одного месторождения в Северном Ледовитом океане — Штокмановского газоконденсатного, расположенного в центральной части Баренцева моря в 650 км на северо3восток от порта Мурманск и в 290 км западнее архипелага Новая Земля. К участию к разработке Штокмановского месторождения были привлечены норвежская компания «Statoil» и французская компания «Total». Запасы месторождения оцениваются в 4 трлн куб. м газа и 56 млн т газового конденсата. В 2010 г. распоряжением Правительства Российской Федерации12 компании ОАО «НК “Роснефть”» предоставлено право пользования тремя участками недр в Карском море и одним участком в Баренцевом море для «геологического изучения недр, разведки и добычи углеводородного сырья». Ресурсный потенциал участков, предоставленных компании «Роснефть», оцениваются в 16 млрд т нефтяного эквивалента.
Первую поисковую скважину планируется пробурить в 2015 г. В августе 2011 г. «Роснефть» и американская корпорация «ExxonMobil» заключили Соглашение о стратегическом сотрудничестве, в соответствии с которым компании планировали совместно осуществлять геологоразведку и освоение углеводородных месторождений, в том числе, в Карском море.
В целом, извлекаемые запасы российского арктического шельфа оцениваются в 85 млрд т условного топлива, включая более 70 трлн куб. м природного газа. Важно также отметить, что значительный интерес к Арктике проявляют «неарктические» страны, такие, как Япония, Китай, Южная Корея, обладающие ледокольным флотом и заинтересованные в коммерческом использовании Северного морского пути (кратчайшее расстояние из Азии в Европу). Безусловно, возрастающая нефтегазовая активность в Северном Ледовитом океане несет для региона ряд угроз, в первую очередь для уникальной экосистемы Арктики13. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что в настоящее время технологий, которые бы гарантировали сбор нефти в покрытых льдом районах, не существует, равно, как не существует и апробированных технологий для добычи и транспортировки нефти и газа в арктических условиях, например, в Карском море, где ледяной массив сохраняется около 300 дней в году. Промышленный сектор только приступает к разработке соответствующих технологий. В этой связи ряд международных экологических организаций высказываются за прекращение разработки морских нефтегазовых ресурсов Арктики, из-за отсутствия гарантий обеспечения экологической безопасности.
Проблемы и перспективы разработки шельфовых месторождений в Российской Арктике
Арктический шельф России х ранит в себе несметные запасы углеводородов, по разным оценкам, шельф может содержать до 80% потенциальных углеводородных запасов страны, следовательно, добыча нефти на шельфе – процесс неизбежный. В последние несколько лет Россия активизировала усилия по освоению обширных запасов углеводородных ресурсов на своем континентальном шельфе в рамках государственных инициатив, направленных на стимулирование добычи нефти и газа
на шельфовых месторождениях. На сегодняшний день новые лицензии на проведение геолого-разведочных работ на континентальном шельфе России могут получить только ОАО «Газпром»
и ОАО «НК “Роснефть”». Указанные компании являются владельцами большинства лицензий (29 у ОАО «НК “Роснефть”» и 16 у ОАО «Газпром») в основном на проведение работ в Охотском, Карском и Баренцевом морях.
Ожидается, что в период до 2020 г. ОАО «НК “Роснефть”» и ОАО «Газпром» будут играть главную роль в освоении континентального шельфа России. Однако согласно программе освоения арктического шельфа России право на проведение геолого3разведочныхработ и добычу нефти и газа в прибрежной акватории может предоставляться и другим компаниям, в том числе и некоторым менее крупным, частным компаниям или дочерним компаниям государственных предприятий. Многие российские частные компании заинтересованы в том, чтобы принять участие в освоении арктического шельфа и
выступают за либерализацию доступа к его освоению. Например ОАО «ЛУКОЙЛ» предложило ввести понятие «национальная компания». Под это понятие попадут многие частные компании, что даст им право осуществлять проекты на шельфе. В настоящее время российские власти рассматривают возможность внесения изменений в законодательство, регулирующее порядок осуществления иностранных инвестиций в стратегические сектора экономики (в том числе в нефтегазовую отрасль), с целью упрощения порядка получения иностранными компаниями разрешений на
Перспективы реализации предложенного ОАО «Газпром» проекта по производству сжиженного природного газа (СПГ) с использованием ресурсов Штокмановского месторождения в российской части Арктики становятся все более неопределенными. Первоначально предполагалось, что проект будет осуществляться совместно с компаниями «Statoil» и «Total SA». Однако по причине резкого роста затрат и падения спроса на СПГ в Северной Америке (рынок, на который, как ожидалось, будет приходиться основной объем поставок) в связи с ростом добычи сланцевого газа ОАО «Газпром» и его партнеры были вынуждены пересмотреть свое отношение к проекту. Компания «Statoil» в конечном итоге вышла из него, приняв решение не продлевать первоначальное соглашение, срок действия которого истек в июне 2012 г. В результате ОАО «Газпром» решило не принимать никаких окончательных решений в отношении дальнейших инвестиций до 2014 г. участие в выполнении такого рода проектов. Подписание ОАО «НК “Роснефть”» и компанией «ExxonMobil» в августе 2011 г. соглашения о совместном освоении шельфовых месторождений в Карском и Черном морях является важным событием с точки зрения дальнейших перспектив развития геологоразведки и добычи углеводородов на континентальном шельфе России. Эта сделка свидетельствует о том, что российские и международные компании заинтересованы в продолжении сотрудничества в данной области. Доля участия ОАО «НК “Роснефть”» составит 67%, оставшиеся 33% будут принадлежать «ExxonMobil». Аналогичные совместные предприятия созданы с участием «Eni» (для проведения геолого-разведочныхработ в Баренцевом море) и «Statoil» (для проведения геолого3разведочныхработ в Баренцевом и Охотском морях).
Очевидно, что экономическое развитие Российской Арктики и ближайших регионов Субарктики связано с освоением их природных ресурсов, в первую очередь энергетических. Это обусловлено тем, что арктические и субарктические недра представляют собой крупнейший источник природных ресурсов для удовлетворения растущих потребностей народного хозяйства при учете экологических ограничений, которые накладывает хрупкая арктическая природная среда на ее эксплуатацию. При низкой степени изученности Арктической зоны России первостепенное значение приобретает ее комплексное геологическое изучение с целью установления закономерностей развития Арктики с определением причинно3временныхи пространственных связей сухопутного, шельфового и океанского рудогенеза, формирования и распределения различных типов минерального сырья,
а главное – оценки состояния и перспектив общего минерально-сырьевого потенциала на основе долгосрочной стратегии его комплексного, максимально экологически чистого освоения с обязательным учетом необходимого ресурсного фонда будущих поколений.
По мнению многих специалистов в этой области, на сегодняшний день Россия не обладает необходимыми технологиями, инфраструктурой дорог, ледовой техникой, а также необходимыми средствами для освоения новых шельфовых месторождений Арктики. Добыча нефти на арктическом шельфе неизбежно сочетается с большими сложностями, обусловленными климатическими условиями и глубинами. Согласно оценке ВНИГРИ (Всероссийский нефтяной научно3исследовательский геолого3 разведочный институт), величина доступных ресурсов углеводородов арктического шельфа при использовании тех решений и технологий, которыми располагает на данный момент Россия, составляет величину практически вдвое меньшую от величины
ресурсов, извлекаемых по официальным данным.
К тому же в восточно-арктических морях доступны не более половины запасов извлекаемых ресурсов нефти, в западно-арктических морях этот показатель составляет около 80%. Естественно, что итоговая цена нефти зависит от условий ее добычи. Стоимость добычи на шельфе значительно превышает издержки при работе на материке: программы освоения арктического шельфа потребуют десятков миллиардов рублей дополнительных бюджетных ассигнований на расширение ледокольного флота и развитие навигационной и аварийно-спасательной инфраструктуры. В настоящее время при резком повышении цен на энергоресурсы, авиа-, авто- и водный транспорт, увеличении платы за использование недр, высоких ставках банковского кредита отработка целого ряда разведанных и введенных в эксплуатацию месторождений становится якобы нерентабельной. Однако представляется, что даже в арктических условиях прибыльными окажутся средние и даже мелкие компактные месторождения, расположенные в районах действующих предприятий и не требующие
Больших капиталовложений и длительных сроков ввода их в строй. Как отметили И.С. Грамберг и О.И. Супруненко, освоение нефтегазового потенциала шельфа целесообразно проводить путем создания топливно-энергетических комплексов (ТЭК) в регионах высокой и очень высокой концентрации углеводородов, определяющей экономическую целесообразность эксплуатации с созданием необходимой инфраструктуры.
Государственное регулирование обустройства таких комплексов на морской периферии России должно заключаться в своевременном создании правовой и экономической базы для
освоения районов, введение в эксплуатацию которых не обходимо для поддержания общего баланса добычи углеводородов в стране и развития ее прибрежных регионов. Все эти геолого-разведочные работы следует сосредоточить в уже существующих промышленных очагах, чтобы не затрагивать «экологически чистые» районы.
Анализ мирового опыта по освоению месторождений нефти и газа на шельфе морей, накопленного в XX столетии, показал, что существующие технические средства и технологии не отвечают в полной мере разнообразным природно-климатическим условиям, к которым могут быть отнесены: высокая сейсмичность; айсберги; ледовые поля; вечная мерзлота; глубины моря до 1000 м и более.
Бурение в Арктике, особенно на шельфе, крайне опасно. В мире пока не существует успешных примеров ликвидации нефтяных разливов в ледовых условиях. Усовершенствование технологий газо- и нефтедобычи, системы мониторинга, прогнозирования и моделирования аварийных ситуаций, контроля и анализа гидрометеорологических, гидрофизических, гидрохимических, гидробиологических и других показателей состояния окружающей среды позволяют предположить, что риск возникновения внештатной ситуации сведен к минимуму. Однако история знает немало примеров, когда на завершающей стадии бурения происходил внезапный выброс нефти, который приводил к серьезному загрязнению.
Есть мнение, что если акватория моря покрыта льдами хотя бы на 10%, механические средства сбора теряют свою эффективность. При экстремально низких температурах нефть становится густой, что может затруднить работу насосов и других механических средств, использующихся при ликвидации разливов. Не только экстремально низкие температуры мешают ликвидации разливов, но и недостаток естественного освещения, дрейфующие льды, сильные ветра и течения, ограниченный период навигации. При использовании ресурсов шельфовой газо- и нефтедобывающей платформы рассматривают такие факторы, как местоположение, расстояние от берега, глубина, тип биологического сообщества, которые оказывают серьезное влияние на разложение углеводородов, попавших в воды. Температура — основной фактор, обусловливающий период распада нефти в морской воде. Установлено, что при температуре воды 0 – 9, 18 и 25–30°С период полураспада нефти равен соответственно 1000, 456 и 192 часам. Изменение температуры на 1°С изменяет период полураспада на 40 часов. Например, в Каспийском море понижение температуры на 10°С удлиняет период полураспада растворимых форм нефти в два раза. Поэтому аварийные разливы нефти в северных широтах приводят к более серьезным последствиям, чем в южных, где среднегодовая температура воды составляет 22 – 25°С.
Еще одну опасность представляют айсберги, столкновение с которыми может стать для нефтедобывающих платформ роковым. При этом способы борьбы с ними кажутся смешными в сравнении с той опасностью, которую они представляют. Для ликвидации айсбергов планируется использовать брандеры-корабли, нагруженные горючими веществами, используемые для поджога и уничтожения айсбергов. Не менее серьезной проблемой является проблема деградации и таяния вечной мерзлоты в Арктической зоне. Оседание грунта, затопление территорий может привести к серьезным повреждениям и деформациям нефте- и газопроводов, что в свою очередь может привести к экологической катастрофе.
1 Общие сведения
1.1 Расположение месторождения
Нефтегазовое месторождение N расположено в прибрежной зоне Баренцева моря (Рисунок 1). Разведочное бурение показало большие запасы углеводородов. Глубина моря в районе месторождения равна примерно 80 м. Площадь месторождения равна примерно 10 км2. Выделено два основных нефтеносных пласта.

Рисунок 1 – Карта части арктического региона
1.2 Геологическое описание
Геологическое описание месторождение представлено в таблице 1.
Таблица 1 – Основные геологические параметры
Параметр Размерность Пласт 1 Пласт 2
Абсолютная отметка кровли м -3700 -3200
Эффективная толщина пласта м 8.00 15.00
Пористость доли ед. 0.20 0.11
Начальное пластовое давление МПа 28.00 28.00
Проницаемость мД80.00 1600.00
Начальная нефтенасыщенность пласта % 80.00 75.00
Объемный коэффициент нефти доли ед. 1.23 1.23
Плотность нефти г/см3 0.87 0.87
Вязкость нефти мПа·с12.00 12.00
2 Методы подсчёта запасов нефти
Для подсчёта запасов нефти используют следующие методы: объёмный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геолого-промысловой практике наиболее широко применяется объёмный метод. Его можно использовать при подсчёте запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.
2.1 Объемный метод
Существуют несколько вариантов объемного метода: собственно объёмный, объёмно-статистический, гектарный, объёмно-весовой и метод изолиний.
Объёмно-статистический вариант основан на использовании по истощённому (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объёма пор и может быть принято для подсчёта запасов нефти объёмным методом на новых аналогичных по геологическому строению месторождениях, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и нефтеотдачи затруднительно.
Объёмно-весовой вариант применяют для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из которых ведётся шахтным способом, а также для нефтеносных пластов, разрабатываемых открытым способом. В этих случаях, зная объём пласта, содержащего нефть, и содержание нефти в единице объёма пласта, можно определить запас нефти. Площадной вариант заключается в определении по истощённой (выработанной) площади полученных запасов на единицу продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной толщины и в последующей экстраполяции полученной величины на аналогичную в геологическом отношении площадь. Этот вариант расчёта применяют для прогнозных запасов (т. е. для внекатегорийных запасов).
Вариант изолиний состоит в использовании основных показателей формулы объёмного метода. При этом показатели используются либо раздельно, либо в виде произведения некоторых из них и изображаются графически на плане расположения скважин изолиниями, характеризующими содержание полезного ископаемого. Данный вариант в практике работ по подсчёту запасов нефти не получил распространения.
Объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на данных о геологофизической характеристике объектов подсчёта и условиях залегания нефти в них. При подсчёте запасов нефти объёмным методом используют формулу:
Qизв = Fhkпkнpθղгде: Qизв – извлекаемые запасы нефти, т;
F – площадь нефтеносности, м2 ;
h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
kп – коэффициент открытой пористости;
kн – коэффициент нефтенасыщенности;
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 ;
θ – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ =1/ b (b – объёмный коэффициент пластовой нефти);
η – коэффициент нефтеотдачи.
По этой формуле произведение Fh представляет собой объём залежи; Fhkп – поровый объём залежи; Fhkпkн – объём нефти в порах пласта; Fhkпkнη – объём нефти, который может быть поднят на поверхность при существующих способах разработки залежи; Fhkпkнη θ – объём нефти, который может быть извлечён на поверхность с учётом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; ; Fhkпkнηθρ – запасы нефти, в том числе которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные, или извлекаемые, запасы нефти).
Параметры собственно объёмного метода определяются на основании тщательного изучения комплекса данных по поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам, включающего материалы промыслово-геофизических методов, лабораторные исследования кернов, нефтей и вод и результаты промысловых исследований в процессе опробования и испытания продуктивных горизонтов.
2.2 Метод материального баланса
Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти. Подсчёт извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворённым) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние её периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и др.). Есть и другие обстоятельства (например воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.
2.3 Статистический метод
Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчётным путём определяют извлекаемые запасы залежи. Основным недостатком метода является то, что построение кривых ведётся на основе прошлого, и для расчёта добычи в будущем приходится экстраполировать кривые, перенося тем самым автоматически на будущее дефекты прошлой эксплуатации. Кроме того, при экстраполяции кривых обычно не учитываются методы рационализации эксплуатации скважин в настоящем или будущем по сравнению с прошлым. Применение данного метода возможно после достаточно длительной разработки. Статистический метод даёт гораздо более достоверные результаты при подсчёте запасов нефти, чем метод материального баланса, поскольку необходимые для расчёта показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.
2.4 Подсчет запасов нефти
В данной работе подсчет запасов будет проводиться объемным методом, так как он является более универсальным, применяется на любой стадии изученности залежей и включает в себя три этапа последовательных работ:
- детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;
- выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)насыщенность, отметки контактов, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;
- построение статической модели и подсчёт запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок контактов залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчётных объектов и их геометризация, выбор варианта объёмного метода и обоснование параметров подсчёта; обоснование границ категорий запасов и составление подсчётного плана, подсчёт геологических запасов по каждому подсчётному объекту и залежи в целом.
По данным таблицы 1 были произведены следующие расчеты:
Определены геологические запасы нефти пласта №1 (рисунок)

Определены геологические запасы нефти пласта №2 (рисунок)

Определены общие геологические запасы нефти (рисунок)

Основываясь на полученных данных, можно сделать вывод, что данное месторождение относится к категории запасов С1. Данное месторождение относится к группе уникальных месторождений, так как его геологические запасы превышают 300 млн т (752.59 млн т).
3 Разработка и эксплуатация месторождения
Разработка месторождений на естественных режимах длится недолго, 3–5 лет. Для дальнейшего увеличения нефтеотдачи применяются системы, методы разработки залежей с воздействием на пласт.
Под системой разработки нефтяного месторождения и нефтяной залежи понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки НМ определяют: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых месторождений в разработку; сетки размещения скважин на объектах; темп и порядок ввода скважин в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Различают системы разработки однопластовых и многопластовых месторождений. Одним из основных понятий, используемых при разработке нефтяных месторождений, является эксплуатационный объект. Под элементарным объектом разработки многопластового нефтяного месторождения понимается пласт, залежь, которая разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.
Если несколько залежей, пластов разрабатываются одной сеткой скважин совместно, говорят о разработке эксплуатационного объекта. Таким образом, эксплуатационный объект или объект разработки – это совокупность элементарных объектов (залежей, пластов), разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин совместно. На многопластовом месторождении может быть несколько эксплуатационных объектов, которые разрабатываются одновременно. Для многопластового месторождения в результате изучения геологического строения пластов, ФЕС, установления категорий геологических запасов, выделяется основной эксплуатационный объект разработки, который разрабатывается в первую очередь. Разработка остальных пластов может начаться позже, когда основная часть извлекаемых запасов из основного объекта выработана. Если скважины основного эксплуатационного объекта переводятся на другой пласт, то такой пласт называется возвратным. Причем оба пласта могут эксплуатироваться полностью или частично одной системой скважин. В дальнейшем будем рассматривать системы и показатели не всего месторождения в целом, а эксплуатационных объектов
Объектом разработки в данной работе является пласт 1, который имеет большие геологические запасы нефти. Он характеризуется большим коэффициентом пористости, по сравнению со вторым нефтяным пластом. Объем запасов пласта №1 составил 451.55 млн тонн.
3.1 Технологические показатели разработки. Под технологическими показателями разработки понимается набор промысловых, расчетных и других данных эксплуатационного объекта, определенных на конкретную дату, которые характеризуют состояние разработки. К технологическим показателям разработки относятся: текущая добыча нефти и жидкости, накопленная добыча нефти и жидкости, дебиты нефти и жидкости, фонд (число) действующих, ликвидированных и вновь пробуренных добывающих и нагнетательных скважин, обводненность, текущий КИН, темпы отбора от начальных и остаточных извлекаемых запасов и другие. Всего более 50 параметров. Обычно представляются в виде таблицы, в которой указаны время (в годах) сначала разработки объекта до последнего, текущего года и показатели разработки за каждый год. Для анализа изменения показателей разработки во времени строят графики или гистограммы, соответствующих параметров. В этом случае говорят о динамике, изменении показателей разработки во времени. Изменения показателей разработки необходимы для анализа текущего состояния разработки, сравнения фактических и проектных показателей, контроля над выработкой запасов, регулирования процесса разработки. Несоответствие, расхождений фактических и проектных показателей свидетельствует либо о не полном выполнении проектных решений, либо о недостаточной геологической изученности объекта, либо о неудачно выбранной системе разработки. А значит о необходимости внесения изменений, корректировки проектных документов, геологической и гидродинамической моделей, выбору мероприятий по регулированию разработки эксплуатационного объекта.
3.2 Системы разработки месторождений.
1 Одновременная разработка эксплуатационных объектов
Раздельная разработка. Применяется для многопластового месторождения, когда каждый эксплуатационный объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Это требует большого количества скважин, приводит к большим капитальным затратам. Используется при разработке высокопродуктивных объектов с большими запасами извлекаемой нефти.
Совместная разработка. При этой системе разработки два или более пластов объединяются в один эксплуатационный объект и разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Каждая скважина одновременно эксплуатирует два пласта, объединенных в один эксплуатационный объект. Ее преимущество – обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако, в основном, наблюдается нерегулируемая разработка пласта, трудно установить количество добытой нефти из каждого пласта, остаточные извлекаемые запасы, дебиты и приемистости скважин из каждого пласта в отдельности. Применяется для пластов с одинаковым геологическим строением и близкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Совместно-раздельная разработка. Применяется при объединении двух пластов в один эксплуатационный объект, добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, нагнетательные – установками для одновременно-раздельной закачки воды.
2 Системы последовательной разработки объектов
Разработка сверху вниз, при которой нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. В настоящее время эта система считается нерациональной, т.к. задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы.
Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего (опорного, базисного) объекта, а затем переходят на верхние возвратные объекты. При наличии многих пластов в качестве базисного выбирают наиболее продуктивные, изученные объекты с достаточно большими запасами нефти, в качестве возвратных – остальные объекты
3.3 Системы разработки нефтяных залежей с поддержанием пластового давления
Виды заводнения. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнения. На многих месторождениях применяют сочетание этих видов заводнения.
3.3.1 Законтурное заводнение. Законтурное заводнение применяется, если слабая активность пластовых законтурных вод не компенсирует отбор нефти из залежи. Пластовое давление в залежи снижается и для восполнения энергетических ресурсов применяется законтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются за внешним контуром нефтеносности. Размещение нагнетательных скважин зависит: от расстояния между внешним и внутренним контурами нефтеносности; от геологических условий залегания и ФЕС пласта. Законтурное заводнение применяется для разработки однородных залежей с маловязкими нефтями с небольшой по площади водонефтяной зоной (ВНЗ), которая расположена между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Для не больших размеров чисто нефтяной зоны (ЧНЗ). Расстояние между скважинами 500–600 м, ширина месторождения 2,5–3 км, плотность сетки Sс=25÷30 га/скв
Размещение скважин при законтурном заводнении: 1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения, 2 – добывающие скважины, 3 – внутренний контур нефтеносности, 4–внешний контур нефтеносности
К недостаткам использования законтурного заводнения относятся потери нагнетаемой воды законтурную область.
3.3.2 Приконтурное заводнение. Это метод поддержания пластового давления осуществляется путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи (ВНЗ). Нагнетательные скважины размещаются между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяется при ухудшении проницаемости законтурной (водоносной) части пласта или при плохой гидродинамической связи между водяной и нефтяной частями пласта (рис. 3.7), а также при небольшой по площади водонефтяной зоны – между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

Приконтурное заводнение. 1 – нагнетательные скважины приконтурного заводнения, 2 – добывающие скважины, 3 – внутренний контур нефтеносности, 4–внешний контур нефтеносности
3.3.3 Внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении поддержание и восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и нагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: - разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; - площадное заводнение; - очаговое и избирательное заводнение; - сводовое заводнение; - барьерное заводнение;
3.3.4 Рядные системы. Их разновидность – блоковые системы. Системы внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяются на крупных месторождениях с широкими, в плане, чисто нефтяными и водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают самостоятельно. На средних по размеру залежах применяют блочную систему заводнения.
Ряды добывающих и нагнетательных скважин располагают в поперечном направлении. Количество рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин определяет рядность системы. Применяют однотрех-пятирядные системы разработки рис. 3.8. Количество рядов добывающих скважин должно быть нечетно. Средний ряд в трех- или пяти рядной системе называется стягивающим. Если стягивающий ряд отсутствует, то запасы нефти в этой области пласта останутся невыработанными. Плотности сетки скважин для этих систем заводнения примерно такие же, как и для систем с законтурным заводнением (Sc 25–30га/скв). Разрезание залежи на площади и блоки применяется при разработке Правдинского, Мамонтовского, Самотлорского, Западно–Сургутского месторождений с 3–5 рядами добывающих скважин. Совершенствованием блочных систем является блочно-квадратная система с периодическим изменением направлений потоков воды

а – однорядная, б – трехрядная, в – пятирядная
Lп – ширина блока или полосы; 2н и 2в – расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами в ряду; l01, l12,l23 – расстояния между рядами добывающих скважин.
Рядные системы предпочтительны при разработке неоднородных по толщине пластов.
3.3.5 Площадные системы заводнения. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения определяются по числу скважин каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной нагнетательной или добывающей скважиной. Если нагнетательная скважина находится в центре элемента разработки, то такая система называется обратной. Если добывающая скважина находится в центре элемента разработки, то такая система называется прямой. На практике используются обратные системы. Наиболее используемые пяти- семи-девятиточечные системы:

а – пятиточечная площадная, б - семиточечнаяСистема размещения скважин
Элемент пятиточечной системы представляет собой квадрат, по углам которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная скважина. Элемент семиточечной системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами по углам и нагнетательной скважиной в центре.

а – Девятиточечная, б – Преобразование пятиточечной системы в девятиточечную: 1 – добывающие скважины; 2 – целики нефти; 3– дополнительно пробуренные (резервные) добывающие скважины; 4– обводненная область; 5 – нагнетательная скважина
Площадная система размещения скважин
Девятиточечная система представляет собой квадрат с добывающими скважинами по углам и серединам сторон Элемент, в центре расположена нагнетательная скважина. При обводнении добывающих скважин пятиточечной системы дополнительным бурением ее преобразуют в девятиточечную. Площадное расположение скважин используется при разработке сильно неоднородных по площади пластов
3.3.6 Избирательное и очаговое заводнения. Для регулирования разработки месторождений, применяются очаговое и избирательное заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пласта. Для этого используют запланированные резервные скважины.
Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Может использоваться в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основ-ными системами. Наиболее эффективно на поздних стадиях разработки. Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем числе скважин реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват пласта заводнением.
3.3.7 Барьерное заводнение. При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в 1,2 1,5 раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газовой шапке (рис. 3.13).
Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности.

Барьерное заводнение: 1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения; 2 – нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения; 3 – нефтедобывающие скважины; 4 – нагнетательные скважины барьерного заводнения; 5 – газодобывающие скважины; 6 – внешний контур нефтеносности; 7 – внутренний контур газоносности
По имеющимся данным можно сделать вывод, что внутриконтурное заводнение будет оптимальной системой разработки. У нас есть достаточно точные данные, а также имеются четкие границы пласта. Оптимально будет разрабатывать кольцевой системой расположения скважин.