Сокращения
В настоящих Рекомендациях применяются следующие сокращения:
ВНК – водонефтяной контакт
ГДИ – гидродинамические исследования скважин и пластов
ГИС – геофизические исследования скважин
ГКЗ Роснедра – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых
ГМ – геологическая модель
ГНК – газонефтяной контакт
ГРП – гидравлический разрыв пласта
ГТИ – геолого-технологические исследования скважин
ГФМ – геолого-фильтрационная модель
КИН – коэффициент извлечения нефти
МЗГС – многозабойная горизонтальная скважина
МЗС – многозабойная скважина
МРС – многоствольно-разветвленная скважина
МСС – многоствольная скважина
ЧД (CF) – чистый доход
ЧДД (NPV) – дисконтированный поток денежной наличности недропользователя (чистый дисконтированный доход)
ОПР – опытно-промышленные работы
ОФП – относительная фазовая проницаемость
ППД – поддержание пластового давления
ППЭ – проект пробной эксплуатации
ТО ЦКР Роснедра – территориальное отделение Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства
ФМ – фильтрационная модель
ЦКР Роснедра – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых
Приложение А. Список основных рисунков и графических приложений
Обзорная схема района работ
Сводный литолого-стратиграфический разрез
Структурно-тектоническая карта (схема) района
Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов
(с нанесением всех пробуренных скважин)
Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин
Корреляционные схемы по линиям геологических профилей
Карты эффективных нефте- и газонасыщенных толщин
Сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов
Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, газа, закачки агентов, обводненности
Карты текущего состояния разработки
Карты накопленных отборов и закачки
Карты изобар
Карты остаточных запасов нефти
Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин
Схемы размещения скважин в рассмотренных вариантах
Приложение Б. Список основных таблиц
Таблица 1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин
Таблица 2. Результаты гидродинамических исследований скважин
Таблица 3. Свойства пластовой нефти
Таблица 4. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Таблица 6 – Свойства газа и конденсата
Таблица 7 – Компонентный состав газа и конденсата
Таблица 8 – Свойства и состав пластовых вод
Таблица 9 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Таблица 10 – Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта
Таблица 11 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)
Таблица 12 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)
Таблица 13 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
Таблица 14 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата
Таблица 15 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей
Таблица 16 – Состояние запасов нефти на 1.01….г.
Таблица 17 – Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе
Таблица 18 – Обоснование изменения КИН
Таблица 19 – Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.
Таблица 20 – Состояние запасов конденсата на 1.01….г.
Таблица 21 – Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационной модели
Таблица 22 – Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Таблица 23 – Сравнение параметров макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Таблица 24 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Таблица 25 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01….г.
Таблица 26 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01…. г.
Таблица 27 – Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки
Таблица 28 – Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам
Таблица 29 – Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению
Таблица 30 – Исходные данные для расчета экономических показателей
Таблица 31 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный
Таблица 32 – Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном балансе
Таблица 33 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения
Таблица 34 – Капитальные вложения, млн. руб.
Таблица 35 – Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.
Таблица 36 – Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн. руб.
Таблица 37 – Прибыль от реализации продукции, млн. руб.
Таблица 38 – Чистый доход недропользователя, млн. руб.
Таблица 39 – Чистый доход недропользователя (с учетом кредита), млн. руб.
Таблица 40 – Доход государства, млн. руб.
Таблица 41 – Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам, млн. руб.
Таблица 42 – Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
Таблица 43 – Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ
Таблица 44 – Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)
Таблица 45 – Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
Приложение В. Табличные приложения
Таблица 1 – Стандартные исследования керна из разведочных скважин
Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона
|
Пористость, (Кп), %
|
Проницаемость (Кпр), мкм2
|
Водоудерживающая способность (Квс), %
|
Количество скважин по видам анализов
|
Эффективная толщина (hэф)
|
Количество анализов, шт.
|
Значение
|
Эффективная толщина (hэф)
|
Количество анализов, шт.
|
Значение
|
Эффективная толщина (hэф)
|
Количество анализов, шт.
|
Значение
|
Кп
|
Кпр
|
Квс
|
минимальное
|
максимальное
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
среднее
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2 – Результаты гидродинамических исследований скважин
Номер скважины
|
Дата исследо- вания
|
Интервал перфорации, м
|
Толщина пласта, м
|
Дебит нефти/газа
|
Обводненность, %
|
Рпл/Рзаб
МПа
|
Коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м
|
Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м
|
Гидропроводность, мкм2 см
мПа∙с
|
Проницаемость,
∙ 10-3 мкм2
|
Вид исследования
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
Пласт 1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Средние значения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пласт 2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Средние значения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3 – Свойства пластовой нефти ____ пласта____ месторождения
Наименование параметра
|
Численные значения
|
диапазон значений
|
принятые значения
|
1
|
2
|
3
|
Пластовое давление, МПа
|
|
|
Пластовая температура, °С
|
|
|
Давление насыщения, МПа
|
|
|
Газосодержание, м3 /т
|
|
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа; t1=...°С
Р2= МПа; t2=...°С
Р3= МПа; t3=...°С
Р4= МПа; t4=...°С
|
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3
|
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с
|
|
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4
|
|
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
|
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
|
|
Таблица 4 – Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
_________ месторождения ________ отложения, залежь _______ (горизонт, пласт)
(средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)
Наименование параметра
|
Кол-во исследованных
|
Диапазон значений
|
Среднее значение
|
скважин
|
проб
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Плотность при 200С, кг/м3
|
|
|
|
|
Вязкость, мПа.с
|
|
|
|
|
при 20ОС
|
|
|
|
|
при 50ОС
|
|
|
|
|
Молярная масса, г/ моль
|
|
|
|
|
Температура застывания, °С
|
|
|
|
|
Массовое содержание, %
|
|
|
|
|
серы
|
|
|
|
|
смол силикагелевых
|
|
|
|
|
асфальтенов
|
|
|
|
|
парафинов
|
|
|
|
|
воды
|
|
|
|
|
механических примесей
|
|
|
|
|
Содержание микрокомпонентов, г/т
|
|
|
|
|
ванадий
|
|
|
|
|
никель
|
|
|
|
|
Температура плавления парафина, °С
|
|
|
|
|
Температура начала кипения, °С
|
|
|
|
|
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
|
|
|
|
|
до 100°С
|
|
|
|
|
до 150°С
|
|
|
|
|
до 200°С
|
|
|
|
|
до 250°С
|
|
|
|
|
до 300°С
|
|
|
|
|
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ …………...)
|
|
|
|
|
Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра
|
Пласт (горизонт)
|
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
|
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
|
пластовая нефть
|
выделившийся газ
|
нефть
|
выделившийся газ
|
нефть
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Молярная концентрация компонентов, %
|
|
|
|
|
|
- сероводород
|
|
|
|
|
|
- двуокись углерода
|
|
|
|
|
|
- азот+редкие
|
|
|
|
|
|
в т.ч. гелий
|
|
|
|
|
|
- метан
|
|
|
|
|
|
- этан
|
|
|
|
|
|
- пропан
|
|
|
|
|
|
- изобутан
|
|
|
|
|
|
- норм, бутан
|
|
|
|
|
|
- изопентан
|
|
|
|
|
|
- норм. пентан
|
|
|
|
|
|
- гексаны
|
|
|
|
|
|
- гептаны
|
|
|
|
|
|
- октаны
|
|
|
|
|
|
- остаток С9+
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса
|
|
|
|
|
|
Плотность
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3
|
|
|
|
|
|
- газа относительная
|
|
|
|
|
|
(по воздуху), доли ед.
|
|
|
|
|
|
- нефти, кг/м3
|
|
|
|
|
|
Таблица 6 – Свойства газа и конденсата_____ пласта _______ месторождения
Наименование параметра
|
Численные значения (средние)
|
1
|
2
|
1. Газ газовой шапки
|
|
Давление пластовое, МПа
|
|
Температура пластовая, °К
|
|
Давление начала конденсации, МПа
|
|
Давление максимальной конденсации, МПа
|
|
Давление псевдокритическое, МПа
|
|
Давление приведенное
|
|
Температура псевдокритическая, °К
|
|
Температура приведенная
|
|
Коэффициент сверхсжимаемости (z)
|
|
Объемный коэффициент
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа.с
|
|
Теплоемкость, Дж/0С
|
|
Коэффициент Джоуля-Томсона, °С/атм
|
|
Содержание конденсата, г/м3
|
|
сырого (нестабильного), КГФ
|
|
стабильного (дебутанизированного)
|
|
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат
|
|
Плотность (станд. условия), кг/м3
|
|
Вязкость (станд. условия), мПа.с
|
|
Молекулярная масса, г/моль
|
|
Температура выкипания 90% объемного конденсата, °С
|
| |
