Разработка нефтяных месторождений

Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки, и в первую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

При этом систему разработки, конечно, приходится выбирать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще не достаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пластов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложенным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличению сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т. е. проницаемых участков.

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки скважин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от степени объединения пластов в объекты разработки и параметра плотности сетки скважин , устанавливают только на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т. е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трехмерных задач вытеснения нефти водой на современных быстродействующих ЭВМ.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводнением решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторождений с различными параметрами . При этом получают только осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охвата пластов заводнением существенным образом связано с возможностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффективных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неоднородной трещиноватостью и т. д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем использования вместо обычного заводнения иных методов разработки нефтяных месторождений.



7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

7.1 Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений". Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геолого-промысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий:

* осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости - пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

* балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн.т и газа до 3 млрд.м3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть Роскомнедра;

* утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

* состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения;

* в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

* имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

* составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

* утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

* получена лицензия на право пользования недрами.

Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в установленном порядке центральной Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются:

* проекты пробной эксплуатации;

* технологические схемы опытно-промышленной разработки;

* технологические схемы разработки;

* проекты разработки;

* уточненные проекты разработки (доразработки);

* анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

* дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

* дополнения к технологическим схемам разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР Минтопэнерго РФ, а также территориальными Комиссиями, создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученным в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологи разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.

Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно- промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически коэффициента нефтеизвлечения.

Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-зкономических показателей принятым в технологичесих схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

7.2 Общие требования и рекомендации по составлению проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. Технологическая схема должна составляться с учетом результатов детальных исследований, обеспечивающих уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллекторов, положения контуров газо- и нефтеносности сложно построенных продуктивных горизонтов в целях обоснования размещения скважин. При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.

Технологические схемы разработки составляются на начальные запасы нефти и газа категорий А+В+С1 и С2, как правило, утвержденные ГКЗ РФ или апробированные ЦКЗ Минтопэнерго РФ. Проекты и уточненные проекты разработки составляются на остаточные на дату составления проектного документа балансовые запасы нефти и газа.

В технологических схемах разработки по залежам, часть запасов которых сосредоточена на недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения. Технологические показатели разработки (объемы добычи нефти и газа, закачки воды, фонд добывающих и нагнетательных скважин) запасов категории С2 прогнозируются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры и перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых работ.

В проектных документах на разработку обосновываются:

* выделение эксплуатационных объектов;

* системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

* выбор способов и агентов воздействия на пласты;

* порядок ввода объекта в разработку;

* способы и режимы эксплуатации скважин;

* уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

* вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

* вопросы, связанные с особенностями применения физико- химических, тепловых и других методов повышения нефгеизвлечения из пластов;

* выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внугрискважинного оборудования;

* мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

* требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

* требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

* требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

* мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

* комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

* специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

* объемы и виды работ по доразведке месторождения;

* вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

* структуру остаточных запасов нейти.

* показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

* данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.

В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки - не менее двух вариантов.

В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и минимальной добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах- до l0%.

В проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно- промышленных испытаний.

Для повышения качества проектирования, надежности и точности процесса нефтеизвлечения на всех стадиях проектирования предусматривается широкое использование современных электронно- вычислительных машин, систем автоматизированного проектирования разработки, различных баз данных и графопостроителей.

Технологические показатели расчетных вариантов разработки прогнозируются с использованием современных физически содержательных математических моделей пластов и рассматриваемых процессов их разработки, позволяющих учитывать основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства насыщающих их и закачиваемых в них флюидов, механизм проектируемых процессов разработки, геометрию размещения скважин, возможность изменения режимов их работы.

Объемы добычи нефти, газа, жидкости, закачки воды в технологических схемах и проектах разработки рассчитываются без учета резервных скважин.

Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

Обоснование проектов прогноза добычи нефти и газа, объемов буровых работ производится в соответствии с действующими методическими указаниями по рекомендуемому к утверждению на ЦКР варианту разработки раздельно по запасам категории А+В+С1 и С2 для каждого эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки. Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

В случае расширения границ залежей на приращенную площадь нефтеносности распространяется ранее утвержденная проектная система разработки и сетка скважин. Скважины, размещаемые на этой площади, являются дополнительными скважинами основного фонда.

При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:

* законами Российской Федерации ;

* Указами Президента России;

* постановлениями Правительства Российской Федерации по

* Основами законодательства Российской Федерации о недрах, налогового законодательства России и др.;

* Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;

7.3 Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений

В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).

Постоянно-действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:

* целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;

* обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР. (ЦКР Минтопэнерго РФ - Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации. ТКР - Территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.)

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

* цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

* цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

* двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

* программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

* программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

* пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

* пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

* пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

* средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

* пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

* пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

* формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

* формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

* построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС - геофизические исследования скважин);

* просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;

* дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ (ГТМ - геолого-технические мероприятия.), истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

* фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

* массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний, обустройстве месторождения.

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

* численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов,

* анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей,

* выбор мероприятий по регулированию процесса разработки,

* редактирование модели при внесении новых данных.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

* многопластовый характер эксплуатационных объектов,

* неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость,

* многофазность фильтрационных потоков,

* капиллярные и гравитационные силы,

* порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая цифровая геологическая модель и параметры фильтрационной модели в результате следующих действий:

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

* оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных,

* оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки,

* исследования кернов и проб пластовых флюидов,

* детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов,

* уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки,

* построение схем обоснования флюидных контактов,

* геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик,

* палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования,

* фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления,

* детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки,

* интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.

По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий.

Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

* повысить эффективность геологоразведочного процесса;

* оперативно управлять текущими запасами;

* на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

* осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

* сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

* проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн.т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и Территориальными комиссиями по разработке.

7.4 Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождения

После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса, не прекращают измерения (исследования) геолого-физических свойств месторождения и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изучать ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр.

Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его разработки служат данные количественных гидродинамических и геофизических измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ. При этом проводят следующие измерения и исследования.

1. Стандартные геофизические измерения кажущегося электрического сопротивления пород и потенциала собственной поляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.

2. Исследования при помощи испытателей пластов в разведочных скважинах и в некоторых случаях бурения эксплуатационных скважин. В большинстве скважин отбирают керн из продуктивного пласта.

3. Исследования методами установившихся отборов и закачки с целью построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления забойного давления. При этом такие исследования повторяют через 1 - 2 года или чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного и пластового давлений без снятия. индикаторных кривых и кривых восстановления давления производят в среднем один раз в полгода.

В процессе разработки нефтяных месторождений с применением обычного заводнения осуществляют замеры температуры в скважинах примерно один раз в год. Если при заводнении нефтяных пластов используют воду с температурой ниже пластовой, что может привести к кристаллизации парафина в нефти, пластовую температуру замеряют чаще. При использовании тепловых методов разработки нефтяных месторождений, особенно в начальный период их применения, можно проводить ежемесячные или еще более частые замеры температуры в добывающих скважинах.

Весьма важное значение для контроля и анализа разработки нефтяных месторождений имеют измерения профилей притока и приемистости скважин глубинными дебитометрами и расходомерами. Периодичность проведения таких исследований в каждой скважине составляет от полгода до одного года. В необходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.

Перед составлением технологических схем и проектов разработки в значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.

Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех скважинах. Такие замеры проводят на групповых замерных установках.

Для анализа разработки нефтяных месторождений необходимы также одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов типа «Поток».

Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в скважинах используют методы нейтронного и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.

В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в частности, путем закачки в пласты трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.

Все указанные измерения, проводимые в процессе разработки каждого отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр, и в первую очередь продуктивных пластов.

Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки информации, кустовых информационно-вычислительных центрах, имеющихся в нефтегазодобывающих управлениях и в объединениях, а также в главном информационно-вычислительном центре Минтопэнерго.

Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие заданные цифры.

Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации: магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты, перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к ЭВМ соответствующих информационных служб и вычислительных центров.

Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации, для составления проектных документов по разработке месторождений, для анализа и регулирования разработки, прогнозирования. Например, если требуется построить карту изобар на определенную дату, то соответствующая программа выбирает из всего информационного массива те данные, которые как раз и необходимы для построения этой карты.

Известны программы, позволяющие осуществить автоматические построения графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные даты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водо - нефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего ЭВМ обеспечивает только выборку и распечатку исходных данных для построения отдельных зависимостей и карт, а построения осуществляют специалисты, анализирующие разработку месторождения.

В процессе анализа не только строят различные взаимосвязи показателей разработки, но и выявляют причины возникновения этих взаимосвязей, находят пути улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или подготовки и осуществления нового проектного решения.

Наиболее совершенная, высшая форма анализа разработки месторождения -- сопоставление фактических данных о процессе с результатами математического моделирования разработки на современных ЭВМ, адаптация модели разработки к фактическим данным и выявление неизвестных особенностей геологического строения месторождения и характера протекания в нем процессов извлечения нефти.

В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

Решение о проведении мероприятий по регулированию разработки месторождения в этом случае наиболее обосновано.

7.5 Регулирование разработки нефтяных месторождений

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.

Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.

Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.

Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.

В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими. Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами. Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 -- 20% от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития - добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения.



ЛИТЕРАТУРА

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.,Недра 1990г. - 427с.

2. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.,Недра ,1977г. - 261с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.,Недра,1986г. - 332с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. / Ю.П.Желтов, В.А.Сахаров,и др. - М.: Недра,1985г. - 296с.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник. Гиматудинов Ш.К. и др. - М: Недра,1988.- 302с.

6.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. // Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983г. - 463с.

7. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра,. 1976.

8. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефгепром. - М., 1987.

9.. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39-0147035- 207-86 / Миннефтепром. - М., 1986. - 105 с.

10. Положение о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 39-0147035-215-86/ Миннефтепром М., 1986.

11. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035-203-87. - М., 1986.

12. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035- 205-86. - М., 1985. - 144 с.

13. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39- 0147035-202-87. - М., 1987. - 46 с.

14. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М., 1983.

15. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.- М., 1984.

Размещено на Allbest.ru