37. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.

Недра РФ согласно Конституции являются общенациональным достоянием. Чтобы начать разведку на Н. и г., и разработку месторождения необходимо получить на это разрешение (лицензию) Лицензия выдается Комитетом Госкомнедра совместно с соответствующими управлениями субъектов РФ по согласованию Минтопэнерго РФ. Предприятия приобретают лицензию по конкурсу (тендору). После получения лицензии компания обязана утвердить запасы н.. Сначала составляют проект промышленной разведки месторождения. Этот проект составляют геологоразведочные предприятия совместно с НИИ по разр-ке нефтяных месторождений. Цель промышленной разведки - подготовка исходных (геолого-промысловых) для подсчета запасов н. и г. и проектирования разработки. ППР утверждает территориальным геологическим управлением, нефтедобывающей компанией, Минтопэнерго.

В ППР должны быть: - обоснованы этажи разведки;

1. очередность бурения разведочных скв;

2. перечислены исходные геолого-промысл. данные для подсчета запасов н.;

3. предварительные сведения о начальной температуре и пл-тового Р;

4. анализ результатов опробования, эксплуатации и ГдИС, физико-химических исследований н., г. и воды;

5. обоснование пробной эксплуатации в процессе промышленной разведки;

6. продолжительность, режимы и способы эксплуатации скв;

Вопросы техники добычи и временного обустройства скв.

Следующий этап - подсчет запасов.

Документы по подсчету запасов н. и г..Запасы н. и г. определяют раздельно для каждой залежи (горизонта, участка) и по месторождению в целом с разделением Чыз, ВИЗ, ГИЗ и по категории запасов. Отдельно составляется отчет ТЭО КИН. Документы по подсчету запасов утверждаются на ТКЗ РФ или на ЦКЗ Госкомнедра. В РФ принята следующая классификация запасов н.: по категории А,В,С, С2,С3, Д1,Д2.

Запасы А,В- в разбуренных и эксплуатируемых участках месторождения.

1. С1- запасы, находящиеся внутри доказанного контура нефтеносности, но не разбурены эксплуатационным бурением.

2. С2- запасы в прилегающих к доказанному контуру нефтеносности частях месторождения.

3. С3- это запасы в геологических структурах, аналогичные тем, нефтеносность которых уже доказана, но не вскрытые разведочным бурением.

4. Д1, Д2 –это прогнозные запасы, определяемые на основе оценочных геолого-геофизических расчетов.

Проект пробной эксплуатации залежи (ППЭ). Основная задача при ППЭ - уточнение добывных возможностей скв, состава и физ-хим. св-в пл-товых жид-тей, эксплуатационной характеристики пл-тов.

ППЭ осуществляется по индивидуальным планам и программам, согласованным с органами надзора РФ.

ППЭ является первой стадией проектирования разработки месторождения, составляется и утверждается для мест-й, разведка которых не закончена, или закончено, но имеющиеся исходные данные недостаточны для составления ТСР.

Исходной информацией для составления ППЭ служат данные разведки месторождения, полученные в результате исслед-ния, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скв.

В ППЭ обосновывается:

а) предварительная геолого-промысловая модель

б) перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скв

в) размещение опережающих добывающих и нагн. скв, проектируемых к бурению а пределах контура нефтеносности с запасами категории С1

г) комплекс ГИС для уточнения геологического строения и структурного плана, границ залежи

д) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых, лабораторных.

е) ожидаемые фонд скв, максимальные уровни добычи н., жидкости, закачки воды.

Особое место в ППЭ отводится программе проведения исследовательских работ.

ППЭ содержит следующие разделы: геологическая характеристика; подсчетные параметры; физико-химические св-ва н.; НБЗ и НИЗ ; оценка природного режима залежи; обоснование необходимости бурения скв, их местоположение, начальные дебиты; способы эксплуатации, рекомендуемое оборудование скв; методы вскрытие пл-тов, конструкция скв; мероприятия по охране недр и окружающей среды; прогнозные объемы добычи н., воды, г., закачиваемой воды; рекомендации по доразведке месторождения ; экономическая оценка добычи н..

После проведения пробной эксплуатации составляют ТСР- технология системы разработки.

ТСР- основной проектный документ, определяющий принципы воздействия на пл-ты и систему промышленной разработки месторождения в целом. В ТСР технологические показатели рассчитываются отдельно для каждого горизонта.

ПР- по сравнению с ТСР характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. Они составляются обычно после разбуривания большой части основного фонда проектных скв.

Уточненные ПР составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи более 70-80% НИЗ н..

Авторский надзор за реализацией проектов и ТСР.

Анализ разработки - осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, совершенствования системы разработки повышения эффективности ее технический проект на обустройства – составляется после утверждения на ЦК8 ТСР и ПР. В этом документе даются конкретные рекомендации и рабочие чертежи для строительства и обустройства месторождения.

Все проектные документы разрабатываются по ТЗ заказчика, согласованному с органами надзора.

КИН. Факторы, влияющие на КИН

КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов:

• геологического строения залежи;

• физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента;

• технологии и системы разработки.

Различают фактический и прогнозный КИН.

Фактический КИН определяется как доля извлеченной нефти от вовлеченных в разработку НБЗ Q_б (1)

где Q_н - добыча нефти с начала разработки, Q_б ~( НБЗ на одну скв) х (число введенных скв).

Прогнозный КИН рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляет его в виде произведения коэффициентов вытеснения К_выт и охвата пласта разработкой : (2)

а в большинстве случаев в виде (3)

К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности, смачиваемости пород водой, характера проявления капиллярных сил, структурно-механических свойств нефти, от температурного режима пластов.

К_выт нефти водой 0,6 - 0,7; К₁- коэффициент охвата объема пласта разработкой или доля дренируемого объема пласта ко всему нефтенасыщенному объему объекта.

В ТатНИПИ нефти его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле (4)

где S- площадь на одну скважину ; α – коэффициент, определяемый по промысловым данным разработки .

Подвижные запасы нефти =

К₂- доля извлечения подвижных запасов нефти, вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения;

Коэффициент заводнения меняется от 0,7 до 0,95. В однородных пластах КИН выше, чем в неоднородных пластах. С увеличением вязкости нефти КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями. Охлаждение пласта приводит к снижению КИН.

Высоковязкие нефти имеют структурно-механические свойства. При разработке таких залежей методом заводнения в пласте образуются застойные зоны, не охватываемые заводнением. Для уменьшения размеров застойных зон требуется более высокие темпы закачки воды в пласт. В гидрофильном пласте конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в гидрофобном пласте. Вытеснение пластовой водой обеспечивает более высокий КИН, чем при вытеснении пресной водой.

О влиянии плотности сетки скважин на конечный КИН при заводнении.

Существует два мнения:

1. с увеличением площади, приходящейся на одну скважин, КИН уменьшается.

2. КИН от плотности сетки не зависит.

Теоретически и лабораторными опытами это зависимость не доказана. Видимо, зависимость КИН от плотности сетки объясняется прерывистостью пласта. Возможно, промысловые данные показывают только текущий КИН.

О влиянии скорости вытеснения на КИН.

Считается, что в неоднородных пластах с увеличением скоростей отбора К _охв пласта воздействием возрастает (подключаются слабопроницаемые пропластки, возрастает интенсивность перетоков нефти из них в высокопроницаемые.)

С повышением давления нагнетания увеличивается число интервалов пласта, принимающих воду. По данным лабораторных опытов (Пилатовски В.П), существует оптимальная скорость вытеснения, при которой достигается наибольший КИН.

Физические модели – это лабораторные мо­дели с искусственной пористой средой или кер­нах.

В них должны выполняться условия подобия, т.е. параметры подобия для модели и пласта должны быть одинаковыми

Лабораторные модели трудоемки в изготов­лении и проведении экспериментов, длительны.

Но на физических экспериментах устанавли­ваются и проверяются основные законы движе­ния жидкостей в пористой среде.

Аналоговое моделирование – основано на ана­логиях законов Дарси и Ома. Наибольшее рас­пространение получила электрогидродинамиче­ская аналогия (ЭГДА), использующая аналогию между стационарной фильтрацией и расчетом электрических цепей. Недостаток метода: 1) для каждой новой задачи надо заново строить «об­ласть» фильтрации; 2) задачи только стационар­ные.

В 50-70 г.г. широко использовались сеточные электрические модели. Но сейчас их полностью вытеснили ЭВМ.

Наиболее универсальными являются математические модели фильтрационных процессов. Математические модели - система дифференциальных уравнений, описывающих изучаемый процесс, опирающихся на эксперимент и методы решения этих уравнений.

Состоит из следующих этапов:

• Формулировка постановки задачи (область фильтрации, характер движения, законы фильтрации, свойства жидкостей)

• Формулировка математической постановки задачи (уравнения, нач. и гр. условия)

• Метод решения поставленной задачи:

- аналитический

- численный (конечно-разностный)

• Сравнением расчетных и фактических данных.

• Уточнение математической модели.

Численное моделирование – называется вычислительным экспериментом.