Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
Скачать 2.08 Mb.
|
| Раздел содержит таблицу "Объем лабораторных исследований керна" (Приложение В, табл. 1 <*>) по месторождению (название месторождения) и комментарии к ней. -------------------------------- <*> Примечание - Далее по тексту ссылки на таблицы Приложения В. В таблице рекомендуется приводить сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований керна. Анализируется каждый проектируемый объект с указанием количества изученных скважин. Для каждого объекта рекомендуется приводить сведения о выборке лабораторных исследований керна в интервале пласта вне зависимости от характера насыщения и фильтрационно-емкостных параметров. Комментарии обычно содержат вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию. ii. Геофизические исследования скважин в процессе бурения В раздел рекомендуется включать: - сведения о комплексе ГИС по типам скважин и его выполнении; - сведения об объемах информации, полученной в результате интерпретации комплекса ГИС, использовавшейся при выполнении проектной работы (табл. 2). iii. Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин В раздел рекомендуется включать: - сведения об объемах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин; - сведения об исследовании технического состояния скважин; - комплекс проведенных методов исследований и решаемые задачи. iv. Гидродинамические исследования скважин За период с начала опробований скважин и на текущую дату собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин. Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 3). v. Лабораторные исследования пластовых флюидов Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения. Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в таблицах 4 - 9. Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Предлагаются планы-графики дальнейших работ по каждому виду исследований. 75. В разделе геолого-физическая характеристика месторождения рассматриваются: i. Геологическое строение месторождения и залежей 1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза В разделе характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез. 2. Тектоническое строение Приводится краткий комментарий структурно-тектонической карты региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения. 3. Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке. Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 10 - 11. Характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) приводятся на рисунках или в графических приложениях. Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин. 4. Гидрогеологические и геокриологические условия Раздел содержит сведения о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов. Приводятся сведения о геокриологических условиях в контуре месторождения (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород). При наличии приводятся сведения об их распространении по площади и разрезу, особенностях взаимодействия с осадочными горными породами. ii. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 1. Литологическая характеристика пород Систематизация результатов лабораторного исследования проводится на основе метода литолого-петрофизической классификации пород по литотипам. В качестве основных классифицирующих признаков рекомендуется использовать: - для терригенных коллекторов: гранулометрический состав, текстурные особенности (по шлифам); минеральный состав породообразующего комплекса, минеральный состав и тип глинистого цемента, карбонатность с анализом ее минерального состава, пористость, абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность; - для карбонатных коллекторов: минеральный состав породообразующего комплекса (карбонаты, сульфаты, галогениды), зернистость, степень перекристаллизованности (вторичные замещения), стилолитизация, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность; - для вулканогенных коллекторов: тип и структура пород, химический состав, характер кристалличности, вторичные замещения, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность; - для битуминозных коллекторов (бажениты, доманикиты): текстурные особенности (по шлифам), минеральный состав породообразующего комплекса (минеральная матрица), содержание керогена, химический состав пород, пустотность. На базе литотипов-коллекторов для каждого из них строятся зависимости "керн-керн", "керн-ГИС", в частности: "пористость - абсолютная проницаемость", "водоудерживающая способность - абсолютная проницаемость", "начальная нефтенасыщенность - абсолютная проницаемость", "начальная газонасыщенность - абсолютная проницаемость" и другие, которые используются при построении геологических моделей эксплуатационных объектов и функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды. Приводятся краткие комментарии к обоснованию выделения литотипов, литологических предпосылок формирования и распределения коллекторов-неколлекторов по пластам. На ранней стадии изученности месторождения приводится обоснование выбора аналогов с учетом фациальной принадлежности к литолого-петрофизической модели объектов. 2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств по керну При определении средних значений и коэффициентов вариации параметров по лабораторным исследованиям керна используются совокупности (выборки) из значений, равных или превышающих установленные (принятые) величины их нижних пределов. Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом. Раздел сопровождается комментариями, в которых приводится общая характеристика фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов. 3. Деформационные свойства пластов и покрышек В разделе приводятся результаты определений (при условиях, моделирующих пластовые) скорости распространения продольных и поперечных волн. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта, приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления. В тексте приводятся методики определения и анализ результатов, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород, если таковые выявлены. 4. Характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований Для определения критических значений водонасыщенности используются результаты определения кривых капиллярного давления "газ-вода", "нефть-вода", "нефть-газ". Определение функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) рекомендуется проводить следующим образом: - в каждом выделенном литотипе-коллекторе (их общее количество не должно быть меньше трех) строится распределение абсолютной проницаемости с использованием керновой и геофизической информации; - распределение разбивается на три равновероятностных подсовокупности проницаемости; - в подсовокупностях определяются средние величины проницаемости: меньше средней (K ), средняя (K ) и выше срmin ср средней (K ); срmax - для каждой подсовокупности подбираются колонки образцов керна с примерно одинаковой проницаемостью, соответствующими значениям K , K , K ; срmin ср срmax - на подобранных колонках проводятся с соблюдением пластовых условий лабораторные эксперименты на вытеснение нефти газом, нефти водой, газа водой; - по результатам потоковых экспериментов определяются: остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по газу, остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде, остаточная газонасыщенность при вытеснении газа водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде. Парные функции относительных фазовых проницаемостей "нефть-газ", "нефть-вода", "газ-вода" представляются в виде таблиц (табл. 12, 13) и помещаются в основной текст. Трехфазные функции относительных фазовых проницаемостей строятся на базе парных ОФП в случаях моделирования разработки залежей с: газовыми шапками, применением водогазового воздействия, использованием естественных режимов истощения. Во всех других случаях используется парная ОФП "нефть-вода"; - аналогичным образом строятся ОФП для всех выделенных литотипов-коллекторов. 5. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин В раздел рекомендуется включать: - сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов; - сведения по определению коэффициента пористости; - сведения по определению проницаемости; - сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности. Подсчетные параметры и запасы нефти и газа приводятся в таблицах 14, 15. 6. Результаты гидродинамических исследований скважин В раздел рекомендуется включать: - результаты опробования и исследования гидродинамическими методами скважин и пластов (табл. 3); - средние значения гидродинамических параметров, интервалы их изменения, краткий комментарий с обоснованием принятых параметров для дальнейших исследований. 7. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Характеристика коллекторских свойств, определенная различными методами, и сводная геолого-физическая характеристика пластов приводятся в таблице 10. iii. Свойства и состав пластовых флюидов 1. Свойства и состав нефти, газа и конденсата В раздел рекомендуется включать: - диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 4, 5); - сведения о компонентном составе пластовой, дегазированной нефти и растворенных нефтяных газов с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 6); - сведения о физико-химических свойствах и фракционном составе дегазированной нефти, о концентрации микрокомпонентов (металлов); технологическая классификация сырой нефти; - табличные и графические зависимости свойств (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) как функции давления для каждого из флюидов при пластовой температуре; - для газонефтяных, нефтегазовых залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой, содержащих запасы газа и конденсата промышленного значения: сведения о составе и свойствах пластового газа и конденсата, зависимость содержания конденсата, объемного коэффициента, вязкости, плотности газа и конденсата от давления при пластовой температуре; - для месторождений высокопарафинистых нефтей: оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий; - для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин: источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта; - для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре; - для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов (удельная теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности) (табл. 16). 2. Химический состав и свойства пластовых вод На основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб приводятся: - характеристика свойств и состава пластовых вод, представленная в форме таблицы 9; - средний состав водорастворенных газов; - характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и ее совместимость с пластовой водой. 3. Запасы УВС Сведения о запасах представляются в таблицах 17 - 20. Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах. 76. В разделе цифровые модели месторождения рассматриваются iv. Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность: - цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации; - цифровой адресной геологической модели месторождения (залежей); - физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки; - программных средств моделирования, оптимизации процесса разработки, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата; - программных средств и технологий, позволяющих уточнять модели в процессе разработки месторождений; - программ выдачи, хранения и архивации получаемых результатов. Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация: - результаты региональных геолого-геофизических исследований, характеризующие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности; - результаты интерпретации данных дистанционных (космо-, аэро-) методов; - данные трехмерной (3D) или детализационной двумерной (2D) сейсморазведки; - данные вертикального сейсмического профилирования, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа; - результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.; - результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна; - измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), гранулометрии для основных классов пород; - данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин; - исходные данные геофизических исследований скважин, результаты их обработки и интерпретации; - данные инклинометрии скважин; - данные контроля разработки (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, широкополосный акустический каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж); - данные испытаний скважин; - результаты гидродинамических и индикаторных исследований пластов и скважин; - сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации; - сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод; - результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин; - сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей, опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии; - утвержденные отчеты по подсчету геологических и извлекаемых запасов, проектные технологические документы, отчеты авторских надзоров, анализов разработки, материалы из государственного баланса запасов, протоколы их экспертизы, согласования и утверждения, научные отчеты о проведении исследований на месторождении. v. Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов Излагаются результаты работ по методике и выбору стратиграфических границ продуктивных пластов и выделения этих границ во всех скважинах месторождения. Результаты работ представляются в виде альбома профилей корреляции. Их количество зависит от сложности геологического строения объекта моделирования, охватывая не менее 50% фонда скважин. При корреляции разведочных скважин рекомендуется представлять временные сейсмические разрезы с вынесенными на них кривыми ГИС. Кроме того, результаты выполнения детальной корреляции представляются в виде файла с информацией: N скважины, N корреляционной таблицы, абсолютная отметка выделения этой границы. vi. Обоснование объемных сеток и параметров модели Вертикальные и горизонтальные размеры ячеек выбираются с учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых пропластков. В области размещения скважин трехмерная модель состоит из элементарных ячеек размером не более дельтаX , min дельтаY и дельтаZ . Линейные размеры дельтаX и дельтаY min min min min выбираются из условия размещения на площади эксплуатационного объекта не менее четырех узловых точек между соседними скважинами и с условием определения площади поверхности на модели с погрешностью не более +/- 3%. На практике размеры дельтаXmin и дельтаY варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами min контура размещения скважин шаги дельтаX и дельтаY могут быть min min большего размера. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с ориентацией тектонических и литологических экранов. Количество слоев по вертикали и их размеры дельтаZ min выбираются с учетом детальности геофизического расчленения разрезов скважин при условии их согласованности с вертикальной толщиной геологических слоев и подсчетных объектов. Каждый элементарный геологический слой должен быть представлен, как минимум, одной ячейкой по вертикали. Для каждого эксплуатационного объекта геометрические параметры геологических моделей представляются в таблице 21. vii. Построение структурных моделей залежей Под структурной моделью понимается "куб" гипсометрических отметок, характеризующих пространственное положение каждого расчетного узла ГМ в координатах x, y, z. В зависимости от детальности цифровой ГМ построение основного структурного каркаса проводится по кровлям и подошвам пластов, зональным интервалам, а также по кровлям и подошвам коллекторов каждого пласта, цикла или подсчетного объекта, а в случае детальной ГМ - по кровле и подошве каждого элементарного расчетного слоя по оси z. Приводится распределение глубинных невязок между сейсмическими данными и абсолютными отметками в скважинах для дальнейшего анализа достоверности построения структурного каркаса. В случае исправления абсолютных отметок пластопересечений (в связи с корректировкой структуры) указываются величины подвижек в табличном виде. Используют при исправлении отметок сеть опорных (вертикальных и наклонно-направленных) скважин. Выходными данными после построения структурной модели являются двухмерные послойные карты структурных поверхностей в общепринятых форматах и набор контрольных точек (скважин) со значением абсолютных отметок на этих поверхностях. viii. Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов Под литологической моделью понимается набор объемных сеток, в каждую ячейку которых занесен код индекса литологии или признака коллектор-неколлектор, а также коды или численные значения коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости (при необходимости и других петрофизических или геофизических параметров, включая показания зондов). Приводятся сведения о методах определения значений параметров в межскважинном пространстве. При расчете "кубов" ФЕС с использованием результатов сейсморазведки дается необходимое обоснование использования того или иного сейсмического атрибута с приведением статистических оценок в графическом или табличном видах. Для оценки достоверности "кубов" литологии используются построенные по этим "кубам" карты эффективных толщин, пористости и проницаемости, которые сравниваются с двухмерными картами, построенными по данным скважин. Отклонения в определении параметров не должны превышать +/- 5%. На границах зон замещения и выклинивания коллекторов эффективные толщины должны быть равными нулю, а значения пористости и проницаемости согласованы с граничными значениями коллекторов - неколлекторов для этих параметров в соответствии с принятым принципом осадконакопления: постепенное замещение, резкий размыв и т.д. Значения пористости, проницаемости и любых других параметров в ячейках объемных сеток должны быть согласованы между собой по петрофизическим зависимостям. На основе литологической модели приводятся выводы об особенностях распределения различных типов коллекторов как по площади, так и по разрезу залежей. Выявленные закономерности должны корреспондироваться с результатами детальной корреляции геофизических разрезов скважин. К выходной информации литологической модели рекомендуется относить: - литологические разрезы в субширотном и субмеридиональном направлениях; - численные характеристики трехмерных (фрагменты "куба") и двухмерных (разрезы) распределений пористости и проницаемости; - геолого-статистические разрезы и гистограммы пористости и проницаемости, полученные на модели. Они приводятся в табличном или графическом видах по усмотрению исполнителя проектной работы. ix. Построение моделей насыщения пластов флюидами Насыщение пласта флюидами представляет из себя набор объемных сеток следующих параметров: коэффициентов начальных нефте- и газонасыщенностей, коэффициентов остаточных нефте-, газо- и водонасыщенностей. За пределами контуров нефте- и газоносностей значения указанных коэффициентов должны быть равны нулю. Насыщение объекта флюидами проводится с учетом контактов: водонефтяного, газонефтяного, уровня зеркала воды, а также зависимостей изменения указанных коэффициентов от расстояния до ВНК (ГНК), от пористости и проницаемости коллекторов. Рекомендуется также строить зависимости по данным ГИС, капиллярометрии, кривых ОФП. Положение ВНК (ГНК) увязывается с граничными значениями нефте- и газонасыщенности в зависимости от ФЕС. Значения этих параметров в ячейках, соответствующих скважинам, должны совпадать со значениями, определенными в этих скважинах. Результаты моделирования представляются в графических приложениях на картах с нанесенной проектной сеткой скважин: абсолютной проницаемости, начальной нефтенасыщенности, начальной газонасыщенности; на наиболее принципиальных разрезах начальные величины абсолютной проницаемости, нефтенасыщенности, газонасыщенности; в виде карт геолого-статистических разрезов по параметрам пористости, абсолютной проницаемости, начальной нефте(газо)насыщенности. x. Подсчет геологических запасов УВС Трехмерная геологическая модель позволяет проводить определение начальных геологических запасов нефти и газа с любой степенью детальности (месторождение в целом, по эксплуатационным объектам, зонам различного насыщения флюидами, по литотипам пород и т.д.). Результаты сопоставления запасов УВС, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе ГМ, представляются в таблице 22. xi. Оценка достоверности геологической модели Приводится оценка достоверности созданной ГМ путем сравнения начальных геологических запасов УВС, объема нефте(газо)насыщенных пород, площади нефтеносности (газоносности), средней эффективной нефте(газо)насыщенной толщины, среднего коэффициента пористости нефте(газо)насыщенной частей, среднего коэффициента начальной нефте(газо)насыщенности, а также параметров макронеоднородности (расчлененности и песчанистости, объемы коллекторов и неколлекторов) нефте(газо)насыщенной частей (табл. 23). Созданная модель считается достоверной, если расхождение при определении подсчетных параметров и оценке начальных геологических запасов углеводородов не превышает +/- 5%. В случае превышения погрешности дается подробный анализ причин такого несовпадения. xii. Ремасштабирование геологической модели К процессу ремасштабирования геологической модели и преобразования ее в фильтрационную предъявляются следующие требования: сохранение особенностей геометрии продуктивных пластов, их связности, неоднородности, определенных на стадии детального геологического моделирования. При уменьшении размерности геологической модели по вертикали или латерали особые требования предъявляются к методам осреднения фильтрационно-емкостных свойств (пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности, связанной и критической водо(газо)насыщенностей), модифицированных ОФП. Указанные требования необходимо соблюсти на стадии импорта детальной геологической модели в фильтрационную модель любого вида путем упрощения данных о количестве геологических слоев по вертикали, размере элементарной расчетной ячейки в горизонтальной плоскости и распределения фильтрационно-емкостных параметров в них (пористости, проницаемости и начальной нефте(газо)насыщенности). Оценка корректности ремасштабирования проводится путем визуального (геометрия пластов) и количественного сравнения основных характеристик фильтрационной модели с геологической: параметров макронеоднородности (расчлененности, песчанистости), объемов коллектора и неколлектора, объемов углеводородов. Расхождение не может превышать +/- 1% (табл. 23). xiii. Цифровая фильтрационная модель месторождения В разделе обосновывается выбор типа модели фильтрации (двух- или трехфазная, изотермическая, многокомпонентная, при физико-химическом заводнении) в соответствии с поставленными в техническом задании задачами. Дается обоснование: - размеров и размерности фильтрационной модели по осям x, y, z в соответствии с условиями гидродинамической связности залежей, пластов, объектов разработки; - начальных и граничных условий; - использованных методов, приемов и результатов адаптации параметров фильтрационной модели, которые должны быть представлены в виде таблиц и графических приложений по каждому объекту. 1. В разделе состояние разработки месторождения рассматриваются: i. Основные этапы проектирования разработки месторождения В разделе приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования. Изложение материала рекомендуется направлять на выявление проблемных вопросов проектирования разработки месторождения. Формулируются выводы о состоянии проектирования разработки месторождения: своевременность составления и надежность проектных технологических документов, эффективность проектных решений. Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа. ii. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки Сравнение проектных и фактических показателей проводится за последние 5 лет. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24. При наличии за указанный период нескольких проектных документов проектные показатели по ним приводятся последовательно. На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды). Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти. 2. Состояние реализации проектного фонда скважин Состояние реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в таблицах 25, 26. С позиций соответствия фактического использования фонда скважин их проектному назначению анализируются следующие основные положения: - обоснованность переводов скважин на другие объекты; - возможность совместной эксплуатации различных по параметрам объектов в одной скважине; - коэффициенты использования и эксплуатации скважин; - технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд. 3. Фактические показатели разработки Основные фактические показатели разработки представляются в таблице 27. Данные приводятся по всем утвержденным эксплуатационным объектам. По фактическим показателям разработки: - анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам; - оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом. 4. Выполнение проектных решений Анализ выполнения проектных решений рекомендуется проводить в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра. Рекомендуется обратить особое внимание на следующие принципиальные положения: - результаты выполнения поручений ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра; - соответствие между реализованными и утвержденными системами размещения скважин (геометрия и плотность сетки) с выделением неработающего фонда и с учетом изменения проектного назначения скважин; - фактическое применение утвержденных методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи; - соответствие между проектными и фактическими дебитами скважин по нефти в безводный период и дебитами по жидкости в водный период эксплуатации скважин. iii. Анализ текущего состояния разработки объекта 1. Основные технологические показатели разработки В разделе обычно анализируются следующие показатели: - динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, закачки воды, дебитов скважин и соответствие их проектным решениям; - состояние фонда скважин; - распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости. Особое внимание рекомендуется обратить на анализ показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных. В графических приложениях рекомендуется представлять карты текущего состояния разработки, в том числе карты накопленных величин отборов нефти, газа и закачки воды. 2. Состояние пластового давления Состояние пластового давления анализируется по залежам, блокам, участкам, в зависимости от режимов работы и темпов отбора жидкости из залежей, реализуемых систем разработки. В графических приложениях представляются карты изобар. 3. Показатели выработки запасов УВС В разделе приводятся результаты контроля выработки запасов углеводородов геолого-промысловыми и промыслово-геофизическими методами. По результатам исследований определяются следующие данные, используемые при оценке выработки запасов каждого объекта: - профили притока и приемистости; - источники обводнения скважин; - скорости и направления фильтрационных потоков; - изменение нефте(газо)насыщенности во времени. В графических приложениях представляются карты текущих нефте(газо)насыщенных толщин. Интегральный показатель эффективности выработки запасов - коэффициент извлечения нефти анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки). Зависимости текущего КИН от объема прокачанной жидкости приводятся на рисунках. 4. Выводы по эффективности применяемых систем разработки На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы по эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования. Даются рекомендации по повышению эффективности системы ППД и обеспечению проектного режима работы каждого эксплуатационного объекта (залежи). 2. В разделе проектирование разработки месторождения рассматриваются: i. Обоснование выбора эксплуатационных объектов Выделение эксплуатационных объектов на месторождении проводится с учетом: проницаемости и близости в разрезе продуктивных отложений, идентичности их ФЕС и свойств флюидов, отметок ВНК, ГНК и их изменения по площади, латеральной и вертикальной неоднородности продуктивных и непродуктивных прослоев (пластов). Различные пласты объединяются в один эксплуатационный объект при обеспечении условий равномерной выработки их запасов и совпадающих сроков их ожидаемого обводнения (близкие значения вязкости нефти, незначительно отличающиеся фильтрационные свойства, близкие начальные и текущие пластовые давления). При существенных различиях свойств пластов и флюидов эксплуатация нескольких пластов одной скважиной производится с помощью оборудования для совместно-раздельной эксплуатации. Геологическую и фильтрационную модели необходимо строить для каждого эксплуатационного объекта. ii. Обоснование вариантов разработки по месторождению 1. Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты Для каждого месторождения, с учетом особенностей его геологического строения, отечественного и мирового опыта разработки подобных объектов, выбираются эффективные технологии воздействия на пласты (вытеснение нефти водой, вытеснение газа водой, вытеснение нефти при водогазовом воздействии, применение тепловых методов и др.). 2. Выбор плотности и размещения скважин Выбор плотности и размещения добывающих и нагнетательных скважин на площади определяет конечную нефтеотдачу пластов. Плотность сеток скважин рекомендуется: - для залежей с терригенными коллекторами, насыщенными маловязкой нефтью (до 2 - 3 мПа с), - 12 - 20 га/скв., при вязкости нефти 10 - 30 мПа с - 12 - 16 га/скв.; - для залежей с терригенными коллекторами, насыщенными нефтью повышенной вязкости (более 30 мПа с), - 6 - 12 га/скв.; - для залежей с карбонатными коллекторами платформенного типа - 4 - 9 га/скв. При использовании на месторождении тепловых и иных методов увеличения нефтеотдачи рекомендуется применять более плотную сетку скважин. Применение более редких сеток обычно требует обоснования высокой фильтрационной однородности пород и отсутствия латеральной изменчивости литологии пластов. При разбуривании месторождений системой горизонтальных или горизонтальных и вертикальных скважин, при массовом применении ГРП сетка скважин определяется с помощью компьютерного моделирования с целью обеспечения необходимого охвата залежи дренированием. Обоснование сеток и размещения скважин осуществляется с помощью ГФМ по эксплуатационным объектам и месторождению с учетом гидродинамической связанности объектов. Если в эксплуатационном объекте имеется чистонефтяная зона (ЧНЗ), то один из возможных вариантов обоснования выглядит следующим образом. С применением ГФМ в контуре ЧНЗ определяются: а) средневзвешенные величины эффективной нефтенасыщенной толщины, фильтрационно-емкостных и деформационных свойств пород, б) коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности, в) 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. Формируются исходные данные для проведения технологических (табл. 28, 29) и экономических (табл. 31) расчетов показателей разработки. На базе регулярной сетки рассматриваются системы размещения скважин: линейная пятирядная, трехрядная, площадная девятиточечная, пятиточечная. В каждой из них исследуются различные плотности сеток: 4, 9, 16, 25, 36, 49, 64 га/скв. Исследуются различные виды 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. Технологические и экономические показатели по вариантам помещаются в табличные приложения. На основе выполненных исследований 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 дополнительного извлечения сырьевых ресурсов. Из них рекомендуется к реализации тот 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. 3. Обоснование вариантов разработки по новому месторождению При составлении проектного технологического документа может быть использован ряд вариантов 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. 4. Разрабатываемое месторождение 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. 5. Технологические показатели вариантов разработки Технологические показатели вариантов разработки рассчитываются с применением ГФМ. Результаты расчетов представляются в форме таблицы 30 в основном тексте документа. В графических приложениях даются карты абсолютной проницаемости, остаточных нефте(газо)насыщенностей, по состоянию на конец разработки. 6. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр На основе проведенных расчетов по вариантам разработки определяются коэффициенты вытеснения, охвата и нефтеизвлечения. Они сравниваются с числящимися на государственном балансе коэффициентами нефтеизвлечения (табл. 33). КонсультантПлюс: примечание. Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа. 79. В разделе методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов рассматриваются: iii. Анализ эффективности применяемых методов |
Похожие:
 | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и... Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений | | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... |
 | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... | | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... |
| Согласовано госгортехнадзор России №02-35/387 от 03. 09. 96 г. Роскомнедра Составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений | | Имени И. М. Губкина Направление подготовки бакалавра 130500 «Нефтегазовое дело» (факультет разработки нефтяных и газовых месторождений) |
| Компьютеризация процессов проектирования, обустройства и разработки... Кафедры бурение нефтяных и газовых скважин (бнгс); транспорт и хранение нефти и газа (тхнг) | | Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для... |
| Методические рекомендации по диагностике, экспертизе, проектированию... Я 804 Образовательная среда: от моделирования к проектированию. — М.: Смысл, 2001. — 365 с | | Рабочая программа модуля (дисциплины) геологическая интерпретация Кореквизиты «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа», «Геология нефти и газа», «Геологические основы разработки нефтяных... |
| Учебно-методическое пособие (для специальности рэнгм) Ижевск 2005 Целью изучения дисциплины является образование базы знаний о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых горных породах, то... | | Методические рекомендации по дипломному проектированию для студентов... Методические рекомендации предназначены для студентов и научных руководителей дипломных проектов |
| Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503.... Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503. 65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»... | | Утвержден Общая характеристика специальности 0906 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений |
| Рабочая программа дисциплины «Технология разработки месторождений полезных ископаемых» Цели и задачи дисциплины: «Технология разработки месторождений полезных ископаемых» | | Методические указания по дипломному проектированию, разрабатываемые выпускающими Методические указания к дипломному проектированию (часть 2) по специальности 270113 «Механизация и автоматизация строительства» на... |
