Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow Методические рекомендации Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонеф  
23.01.2018
    
Методические рекомендации Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонеф

Приказ МПР РФ от 21 марта 2007 г. N 61

Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

В соответствии со статьями 7 и 232 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (1 ч.), ст. 1778; 2006, N 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347; 2005, N 52 (3 ч.), ст. 5759; 2006, N 52 (3 ч.), ст. 5597), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст. 2669: 2006, N 25, ст. 2723), приказываю:

Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

 

Министр Ю.П. Трутнев

Приложение

Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

 

 TOC o "1-3" h z 1 Общие положения

2 Виды проектных технологических документов на разработку месторождений

3 Общее содержание проектных технологических документов

4 Техническое задание

5 Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах

6 Состав проектного технологического документа на разработку месторождений

7 Содержание разделов проектных технологических документов

8 Авторский надзор за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним

Сокращения

Приложение А. Список основных рисунков и графических приложений

Приложение Б. Список основных таблиц

Приложение В. Табличные приложения

 

1 Общие положения

1.1 Настоящие Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - Рекомендации), разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (1 ч.) ст. 1778; 2006, N 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347; 2005, N 52 (3 ч.), ст. 5759; Российская газета, 2006, N 291), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст. 2669, 2006, N 25, ст. 2723).

1.2 Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.

1.3 В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах", разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными технологическими документами.

1.4 Проектные технологические документы на разработку месторождений должны:

- обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;

- иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов;

- предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.

1.5 Проектные технологические документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).

2 Виды проектных технологических документов на разработку месторождений

2.1 В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

- авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее - авторский надзор).

2.2 Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений на срок до трех лет, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы разработки.

2.3 Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи.

2.4 При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется.

2.5 Технологические схемы разработки составляются для вводимых в разработку месторождений и служат для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства.

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

2.7 Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.

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

В проектах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС.

2.9 Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ - до 7 лет.

2.10 Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.

2.11 Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

2.12 Проектные технологические документы по разрабатываемым месторождениям могут составляться на любой стадии разработки. Сроки их действия определяются при рассмотрении и согласовании.

2.13 Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

- существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

- завершение выработки запасов по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС;

- отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого, предусмотренного настоящими Рекомендациями.

2.14 Для всех видов проектных технологических документов показатели рекомендуется рассчитывать на весь проектный период разработки, определяемый в данном документе.

2.15 В рекомендуемом расчетном варианте разработки месторождения за проектный период должна достигаться добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения разведочным и эксплуатационным фондом скважин пользователь недр вводит в разработку запасы категории С2 с обоснованием их перевода в категорию С1 и постановкой на государственный баланс в установленном порядке.

2.16 С даты согласования нового проектного технологического документа показатели разработки из ранее выполненных документов отменяются.

3 Общее содержание проектных технологических документов

3.1 Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:

- передовой отечественный и зарубежный опыт;

- современные достижения науки и техники;

- практику разработки месторождений;

- современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

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

3.3 В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчетных вариантов разработки месторождения.

3.4 Расчетные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объемами методов повышения нефтеотдачи.

3.5 Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов.

3.6 В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.

3.7 Прогнозными показателями расчетного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А+В+С1. Технологические показатели зон с запасами категории С2 определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ.

На недостаточно изученных участках месторождений размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Эти скважины разбуриваются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.

3.8 Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе рассчитанных технологических показателей.

Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в "Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации" на соответствующий период.

Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений шельфа, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.

Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.

3.9 Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

- дисконтированный поток денежной наличности,

- индекс доходности,

- внутреннюю норму 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).

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

3.10 Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.

3.11 Выбор рекомендуемого для реализации варианта разработки проводится путем сопоставления технико-экономических показателей вариантов разработки.

В рекомендованном варианте разработки на месторождении могут быть выделены участки для проведения работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технологические показатели разработки таких участков рассчитываются на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

3.12 Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.

Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже таблице.

 

Проектная годовая добыча нефти, млн. т.

Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, %

до 0,025

50,0

от 0,025 до 0,05

40,0

от 0,05 до 0,10

30,0

от 0,1 до 1,0

27,0

от 1,0 до 5,0

20,0

от 5,0 до 10,0

15,0

от 10,0 до 15,0

12,0

от 15,0 до 20,0

10,0

от 20,0 до 25,0

8,5

от 25,0 до 30,0

7,5

 

Отклонение уровней добычи для ППЭ и технологических схем ОПР не лимитируется.

3.13 В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).

3.14 При разработке месторождения несколькими недропользователями подготавливается единый проектный технологический документ для месторождения в целом с выделением показателей для каждого недропользователя.

4 Техническое задание

4.1 Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, согласованное в установленном порядке.

4.2 В технических заданиях рекомендуется указывать:

- цель составления проектного технологического документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

- сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении, 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;

- год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;

- намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- инфраструктура в районе работ;

- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования скважин;

- рекомендации по использованию нефтяного газа;

- требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;

- сроки составления проектного документа.

Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать:

- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;

- вид транспорта продукции - танкеры, трубопровод на берег;

- другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объемы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

4.3 При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту.

4.4 Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия - пользователя недр.

4.5 Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.

5 Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах

5.1 К исходной информации при составлении проектного технологического документа рекомендуется относить:

- лицензию на пользование недрами;

- техническое задание на проектирование;

- составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы и протоколы рассмотрения;

- сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов,

- результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

- подсчеты запасов УВС и ТЭО КИН;

- результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

- результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

- среднерегиональные размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных);

- прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в "Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации" на соответствующий период,

- величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.

5.2 В проектных технологических документах обосновывается следующее:

- выделение эксплуатационных объектов;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ);

- системы размещения и плотности сеток скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

- мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

- мероприятия по использованию нефтяного газа;

- конструкции скважин, технология их проводки, заканчивания и освоения;

- способ подъема жидкости из скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

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

- системы сбора и подготовки нефти;

- системы поддержания пластового давления (ППД);

- объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- комплексы, объем, периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

- опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

- рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.

5.3 К исходной информации для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов рекомендуется относить:

- лицензию на пользование недрами;

- техническое задание;

- материалы последнего подсчета запасов УВС и ТЭО КИН;

- последний проектный технологический документ на разработку месторождения;

- фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа;

- материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа.

5.4 В авторских надзорах анализируется состояние реализации проектных технологических документов за рассматриваемый период. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе:

- распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда);

- отмена ранее утвержденной сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда);

- применение методов регулирования разработки месторождения:

а) выравнивание профиля притока жидкости или приемистости,

б) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах,

в) перенос интервала перфорации,

г) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой,

д) одновременно-раздельная эксплуатация скважин,

е) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и зарезка боковых стволов,

ж) проведение гидроразрывов пластов.

6 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.

7 Содержание разделов проектных технологических документов

7.1 В реферат включаются следующие сведения:

- объем 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 объемах 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.

Подсчетные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14.

На основании результатов гидродинамических исследований скважин (табл. 2) в разделе приводятся средние значения гидродинамических параметров пластов и интервалы их изменения. Дается общая характеристика распределения фильтрационных свойств пласта по ГДИС и обоснование основных результирующих параметров (проницаемости, забойного и пластового давлений, скин-фактора).

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 ее 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, обводненности, закачки воды, дебитов скважин и соответствие их проектным решениям;

- состояние фонда скважин;

- распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости.

Особое внимание рекомендуется обратить на анализ показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных.

В графических приложениях рекомендуется представлять карты текущего состояния разработки 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: N скважины, N 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 ΔXmin, ΔYmin и ΔZmin. Линейные размеры ΔXmin и ΔYmin 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 ΔXmin и ΔYmin варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами контура размещения скважин шаги ΔXmin и ΔYmin могут быть большего размера. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с ориентацией тектонических и литологических экранов.

Количество слоев по вертикали и их размеры ΔZmin 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 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.

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: