Состав проектного технологического документа на разработку месторождений
6.1 Проектный технологический документ на разработку месторождений, как правило, включает в себя следующие структурные элементы и разделы: - титульный лист; - список исполнителей; - реферат; - содержание; - список основных таблиц; - список основных рисунков; - список табличных приложений; - список графических приложений; - введение; - общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование; - состояние геолого-физической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование; - геолого-физическая характеристика продуктивных пластов; - состояние разработки месторождения; - цифровые модели месторождения; - проектирование разработки месторождения; - методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов; - технико-экономический анализ проектных решений; - конструкции скважин, производство буровых работ, геофизические и геолого-технологические исследования скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин; - технология и техника добычи нефти и газа; - контроль и регулирование разработки месторождения; - программа доразведки и исследовательских работ; - охрана недр на месторождении; - заключение; - список использованных источников; - текстовые приложения; - графические приложения. 6.2 Элементы "Термины и определения", "Сокращения" приводят при необходимости. 6.3 В проектный технологический документ могут помещаться рисунки и графические приложения из «Списка основных рисунков и графических приложений» (Приложение А), таблицы из «Списка основных таблиц» (Приложение Б). В проектные технологические документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ.
6.4 В проектный документ помещаются только результаты лабораторных и промысловых исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы в те или иные приложения.
Содержание разделов проектных технологических документов
7.1 В реферат включаются следующие сведения: - объём проектного технологического документа, количество иллюстраций, таблиц, приложений, использованных источников; - перечень из 10-15 ключевых слов или словосочетаний из текста проектного технологического документа, в наибольшей степени характеризующих его содержание. В реферате дается краткое описание строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласты флюидов, описание этапов проектирования, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики рассматриваемых вариантов разработки и рекомендуемых решений.
7.2 Введение содержит: - обоснование постановки работы, основные цели и задачи проектирования; - наименование организации-недропользователя и оператора работ на месторождении; - номер, дата выдачи и вид лицензии на право пользования недрами, срок действия лицензии; - основные условия пользования недрами, установленные в лицензии; - краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения (организации-проектировщики и руководители работ, номера протоколов и даты утверждения предыдущих проектных технологических документов); - краткие сведения по истории разработки месторождения.
7.3 В разделе "Общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование" приводятся следующие данные: - географическое и административное положение месторождения, инфраструктура (ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, разрабатываемые месторождения нефти и газа, магистральные нефте- и газопроводы, автомобильные дороги и расстояния до них); - природно-климатические условия (гидрография, геоморфология, геокриологические условия, заболоченность, лесистость и др.); - сведения по сейсмичности района, энергоснабжению и источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами; - обзорная схема расположения проектируемого и окружающих его месторождений, населенных пунктов, рек, озер, болот, охранных зон, существующих автомобильных и железных дорог, линий электропередач, нефте- и газопроводов.
7.4 В раздел "Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование" рекомендуется включать следующие подразделы:
7.4.1 Основные этапы геолого-разведочных работ. Кратко излагается история изучения и открытия месторождения, приводятся основные результаты геологоразведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах.
7.4.2 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Приводятся сведения об объемах буровых разведочных работ и бурении скважин эксплуатационного фонда на месторождении. Указывается количество пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и их текущее состояние.
7.4.3 Отбор и исследования керна. Объем лабораторных исследований керна по месторождению представляется в форме таблицы 1 (см. Приложение В, далее по тексту все ссылки на таблицы из 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. Даются комментарии к таблице, которые содержат вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.
7.4.4 Геофизические исследования скважин в процессе бурения. Даются сведения о комплексе ГИС по типам скважин и его выполнении.
7.4.5 Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин. Содержит сведения об объёмах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин.
7.4.6 Гидродинамические исследования скважин. Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 2). Для этого собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин за период с начала опробований скважин по текущую дату.
7.4.7 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 форме таблиц 3-8. 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.
7.5 Раздел "Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов" включает следующие подразделы:
7.5.1 Геологическое строение месторождения и залежей. Характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез. Приводится краткий комментарий к структурно-тектонической карте региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения. Дается 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 9-10. При необходимости на рисунках или в графических приложениях приводятся характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность). Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин. Приводятся сведения о гидрогеологических условиях: данные о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов. При наличии в контуре месторождения многолетнемерзых пород дается их распространение по площади и разрезу, приводятся сведения об особенностях взаимодействия с осадочными горными породами.
7.5.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Дается литологическая характеристика пород: описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения. Характеризуются фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом. Дается 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. Для описания деформационных свойств пластов и покрышек приводятся результаты определений скорости распространения продольных и поперечных волн при условиях, моделирующих пластовые. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта. В тексте приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород. Дается анализ полученных результатов. Дается характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований при условиях, моделирующих пластовые. Приводятся результаты определения критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ». Характеристики вытеснения нефти (газа) рабочим агентом представляются в таблицах (табл. 11, 12). Для характеристики 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. Подсчётные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14. На основании результатов гидродинамических исследований скважин Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится в таблице (табл. 9).
7.5.3 Свойства и состав пластовых флюидов. В подраздел рекомендуется включать: - диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 3, 4); - сведения о компонентном составе нефтяного газа, пластовой и дегазированной нефти и с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 5); - 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. 15). Характеристика свойств и химического состава пластовых вод дается на основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб и представляется в форме таблицы 8. Приводятся данные о среднем составе водорастворенных газов, характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и её совместимости с пластовой водой. Сведения о запасах УВС приводятся в форме таблиц 16-20. Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, то соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах и в тексте раздела.
7.6 В разделе "Состояние разработки месторождения" рассматриваются:
7.6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения. Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования. Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа.
7.6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом. Проводится сравнение проектных и фактических показателей 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 динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды). Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти. По фактическим показателям разработки: - анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам; - оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом. Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в форме таблиц 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 скважин; - технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд. Анализируется выполнение проектных решений в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.
7.6.3 Анализ текущего состояния разработки объекта. Анализируются основные технологические показатели разработки: - динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводнённости, 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 и карты накопленных отборов нефти, газа и закачки воды. Состояние пластового давления анализируется по залежам, блокам, участкам. В графических приложениях представляются карты изобар. Приводятся показатели выработки запасов УВС по результатам контроля выработки запасов геолого-промысловыми и промыслово-геофизическими методами исследований. Определяются следующие данные, используемые при оценке выработки запасов каждого объекта: - особенности притока и приемистости по разрезу; - источники обводнения скважин; - скорости и направления фильтрационных потоков; - изменение нефтенасыщенности и газонасыщенности во времени. Интегральный показатель эффективности выработки запасов – коэффициент извлечения нефти – анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки). 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).
7.7 Раздел "Цифровые модели месторождения".
7.7.1 Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.
7.7.2 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.
7.7.3 В раздел "Цифровые модели месторождения" рекомендуется включать подразделы, перечисленные ниже.
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 DXmin, DYmin и DZmin. Линейные размеры DXmin и DYmin 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 DXmin и DYmin варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами контура размещения скважин шаги DXmin и DYmin могут быть большего размера. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с ориентацией тектонических и литологических экранов. Количество слоев по вертикали и их размеры DZmin 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 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.
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-/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 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 - 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 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, 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. Прот
Популярное: Как вы ведете себя при стрессе?: Вы можете самостоятельно управлять стрессом! Каждый из нас имеет право и возможность уменьшить его воздействие на нас... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (1333)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |