Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее Рекомендации) подготовлены на основе Регламента составления проектных технологических документов на разрабо
Скачать 2.25 Mb.
|
| 7.7.3.1. 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: № скважины, № корреляционной таблицы, абсолютная отметка выделения этой границы. 7.7.3.2. 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 Xmin, Ymin и Zmin. Линейные размеры Xmin и Ymin 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 Xmin и Ymin варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами контура размещения скважин шаги Xmin и Ymin могут быть большего размера. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с ориентацией тектонических и литологических экранов. Количество слоев по вертикали и их размеры Zmin 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. 7.7.3.3. Построение структурных моделей залежей Под структурной моделью понимается "куб" гипсометрических отметок, характеризующих пространственное положение каждого расчетного узла ГМ в координатах х, у, 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. 7.7.3.4. 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. 7.7.3.5. 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, перечень которых приведен в Руководстве по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. 7.7.3.6. 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. 7.7.3.7. Оценка достоверности геологической модели Приводится оценка достоверности созданной ГМ путем сравнения начальных геологических запасов УВС, объема нефте-/газонасыщенных пород, площади нефте-/газоносности, средней эффективной нефте-/газонасыщенной толщины, среднего коэффициента пористости нефте-/газонасыщенной частей, среднего коэффициента начальной нефте-/газонасыщенности, а также параметров макронеоднородности (расчлененность, песчанистость, объемы коллекторов и неколлекторов) нефтенасыщенной и газонасыщенной частей. Созданная модель считается достоверной, если расхождение при определении подсчетных параметров и оценке начальных геологических запасов углеводородов не превышает 5% (табл. 22). В случае превышения погрешности дается подробный анализ причин такого несовпадения. 7.7.3.8. 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-/газонасыщенностей), 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 и геологической моделей: параметров макронеоднородности (расчлененности, песчанистости), объемов коллектора и неколлектора. Расхождение не может превышать 1% (табл. 23). 7.7.3.9. Цифровая фильтрационная модель месторождения 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. 7.8. В разделе "Проектирование разработки месторождения" рассматриваются: 7.8.1. 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. При отсутствии оборудования приводится методика раздельного учета добычи нефти и закачки воды. 7.8.2. Обоснование вариантов разработки по месторождению. Дается обоснование выбора эффективных технологий и рабочих агентов воздействия на пласты (например, вытеснение нефти водой, вытеснение газа водой, вытеснение нефти при водо-газовом воздействии, применение тепловых методов) для каждого месторождения, с учетом особенностей его геологического строения, отечественного и мирового опыта разработки подобных объектов. Обосновывается выбор плотности сетки и системы размещения добывающих и нагнетательных скважин. Рекомендуемая плотность сеток скважин: - 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. 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: - средневзвешенные величины эффективной нефтенасыщенной толщины, фильтрационно-емкостных и деформационных свойств пород, - коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности, - свойства пластовых флюидов и функций ОФП. С применением ГФМ и стохастических методов формируется типовой разрез ЧНЗ, в котором соблюдается равенство как статистических показателей ЧНЗ (коэффициенты песчанистости и расчлененности), так и средневзвешенных параметров ГФМ. Приводятся исходные данные для проведения технологических (табл. 27, 28) и экономических (табл. 30) расчетов показателей разработки. На базе регулярной сетки рассматриваются системы размещения скважин: линейная пятирядная, трехрядная, площадная девятиточечная, пятиточечная, в каждой из которых исследуются различные плотности сеток: 4, 9, 16, 25, 36, 49, 64 га/скв. Исследуется применение различных видов скважин (наклонно-направленные и более сложной архитектуры: МЗГС, МЗС, МРС, МСС, ГС), вскрытие продуктивных отложений на репрессии и депрессии, а также наклонно-направленные скважины с ГРП. Протяженность горизонтальных участков ГС выбирается, исходя из технических возможностей и геологического строения месторождения. Выбор систем ППД, плотности сеток, скважин различной архитектуры, применение ГРП используются для формирования реальных по технико-технологическому обеспечению вариантов разработки, по которым рассчитываются технологические и экономические показатели в динамике за весь период разработки. На основе выполненных расчетов выбираются для последующего анализа варианты, обеспечивающие добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов, и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов. К реализации рекомендуется вариант, который удовлетворяет основному требованию оптимальности. В эксплуатационном объекте за пределами ЧНЗ (газонефтяная, водонефтяная, водонефтегазовая зоны) предварительно принимаются система размещения и плотность сетки скважин, принятые для ЧНЗ. В дальнейшем по мере уточнения геологического строения и параметров пластов, система размещения скважин и методы воздействия в этих зонах могут быть адаптированы к реальным условиям. Для эксплуатационных объектов небольших размеров, в которых отсутствует возможность размещения скважин по регулярной сетке, обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с применением ГФМ по объекту в целом. Если в эксплуатационном объекте отсутствует чистонефтяная зона, обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с применением ГФМ по объекту в целом. Для разрабатываемых месторождений обоснование мероприятий по совершенствованию разработки залежей, размещению и количеству дополнительных скважин проводится с применением ГФМ по каждому эксплуатационному объекту. При составлении проектного технологического документа по новому месторождению рекомендуется использовать для обоснования ряд вариантов его разработки: - заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин; - заводнение пластов с бурением скважин сложной архитектуры и зарезками боковых стволов; - заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин с проведением в них ГРП; - заводнение пластов с применением физико-химических методов воздействия; - применение газового и водогазового воздействия; - применение тепловых методов; - разработка пластов на режимах истощения и др. Для определения технологических показателей вариантов разработки нового месторождения с использованием карт эффективных нефтенасыщенных толщин эксплуатационных объектов с помощью ГФМ строятся рекомендованные схемы размещения скважин, прогнозируются технологические и экономические показатели разработки. Эффект от применения различных ГТМ, в том числе высокоэффективного ГРП, рассчитывается на геолого-фильтрационной модели, с учетом влияния методов не только на скважину, где проектируется ГТМ, но и на все окружающие скважины. На разрабатываемом месторождении исполнитель работы обосновывает 2-3 варианта, из которых вариант 1 - базовый, предусматривающий разработку месторождения в соответствии с утвержденным вариантом. В варианте 2 обосновывается комплекс мероприятий по повышению эффективности выработки запасов с развитием применения методов и средств увеличения нефтеотдачи. В варианте 3 рассматривается разработка месторождения с применением принципиально новых технологий нефтеизвлечения или известных, но ранее на нем не применявшихся. Технологические показатели вариантов разработки рассчитываются с применением ГФМ. Результаты расчетов представляются в форме таблицы 29 в основном тексте документа. В графических приложениях даются карты абсолютной проницаемости и остаточной нефтенасыщенности по состоянию на конец разработки. Приводятся результаты анализа расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр. Для этого на основе проведенных расчетов по вариантам разработки определяются коэффициенты вытеснения, охвата и нефтеизвлечения. Они сравниваются с этими же параметрами, числящимися на государственном балансе (табл. 32). 7.9. В раздел "Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов" рекомендуется включать следующие подразделы: 7.9.1. Анализ эффективности применяемых методов. Содержит: - краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия; - объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки; - результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц; - оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов; - обоснование (уточнение) геолого-физических граничных условий и наиболее эффективного применения технологий воздействия на пласты; - выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения; - технико-экономическую оценку эффективности применения методов. Результаты анализа эффективности применения методов воздействия на пласты сводятся в таблицу 33. Даются рекомендации для дальнейшего применения на данном месторождении наиболее эффективных методов. 7.9.2. Программа применения методов на проектный период. Обычно содержит: - наименование рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия; - геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность; - объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения, включая адресную (поскважинно) программу применения методов на ближайшие 2-3 года; - оценку эффективности применения методов (видов воздействия) по годам разработки за проектный период; 7.9.3. Опытно-промышленные работы на месторождении. Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения. Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам и месторождению в целом (табл. 28, 29, 31). 7.10. Экономическая часть проектного технологического документа - раздел "Технико-экономический анализ проектных решений" - содержит разделы (подразделы), перечисленные ниже. 7.10.1. Показатели экономической оценки. Для экономической оценки рекомендуется использовать следующие основные показатели эффективности: - чистый доход ЧД (CF); - чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV); - внутренняя норма рентабельности; - индекс доходности затрат; - индекс доходности инвестиций; - срок окупаемости. В систему оценочных показателей включаются: - капитальные вложения на освоение месторождения; - эксплуатационные затраты на добычу нефти; - доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ). Расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с действующим налоговым законодательством. 7.10.2. Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат. В разделе обычно обосновываются среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат (табл. 30). Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового обустройства определяются в соответствии с технологическими показателями каждого варианта разработки по следующим направлениям: - эксплуатационное бурение; - оборудование для добычи нефти, закачки рабочего агента; - сбор и транспорт нефти и газа; - комплексная автоматизация; - электроснабжение и связь; - водоснабжение промышленных объектов; - базы производственного обслуживания; - автодорожное строительство; - заводнение нефтяных пластов; - технологическая подготовка нефти; - методы увеличения нефтеотдачи пластов; - очистные сооружения; - природоохранные мероприятия; - прочие объекты и затраты. Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются в соответствии со среднерегиональными данными на основании публикуемых условий и цен конкурсов и аукционов. Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин и объектов нефтепромыслового строительства. Обоснование экономических показателей разработки месторождений континентального шельфа Российской Федерации рекомендуется проводить с учетом специфики и условий этих работ. 7.10.3. Налоговая система. |
Похожие:
 | 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 |
| Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Российская газета, 2006, n 291), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным Постановлением Правительства... | | Имени И. М. Губкина Направление подготовки бакалавра 130500 «Нефтегазовое дело» (факультет разработки нефтяных и газовых месторождений) |
| Методические рекомендации по диагностике, экспертизе, проектированию... Я 804 Образовательная среда: от моделирования к проектированию. — М.: Смысл, 2001. — 365 с | | 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 дипломному проектированию для студентов... Методические рекомендации предназначены для студентов и научных руководителей дипломных проектов |
| Рабочая программа модуля (дисциплины) геологическая интерпретация Кореквизиты «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа», «Геология нефти и газа», «Геологические основы разработки нефтяных... | | Методические рекомендации по разработке и оформлению учебно-методической документации Методические рекомендации призваны оказать помощь пцк и преподавателям в грамотном обозначении названия методической разработки,... |
| Методические рекомендации по выполнению и оформлению курсовых работ для студентов Методические рекомендации подготовлены доцентом кафедры фармации Кондратьевой Г. К | | Методические рекомендации по подготовке реферата с. 3 -13 Методические... Государственное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Костромской областной институт развития... |
| Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Методические рекомендации подготовлены для разработки вузами, участвующими в эксперименте по организации образовательного процесса,... | | Методические рекомендации по написанию, оформлению и защите реферата Чернушка, 2013 Методические рекомендации подготовлены с целью совершенствования качества написания рефератов. Предназначены для преподавателей и... |
