Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений

-зависимость плотности, вязкости, газонасыщенности, объемного коэффициента нефти от давления;

-возможность выпадения (кристаллизации) парафина из нефти;

-минерализация и ионный состав пластовой воды;

-содержание попутных компонентов йода, бора, брома и др. в пластовой

воде;

-возможность выпадения солей из воды при изменении пластовых усло-

вий;

-совместимость пластовых и планируемых к закачке вод.

3.4.Цифровые трехмерные адресные геологические модели

3.4.1. Общие положения

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 трехмерных цифровых кубов, характеризующих:

-пространственное положение в объеме горных пород коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

-пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов;

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

-идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропласт-

ков);

-средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

-пространственное положение начальных и текущих флюидных контак-

тов;

-пространственные координаты устьев, забоев скважин и пластопересечений.

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать:

-выполнение необходимых вычислений, получение файлов, просмотр их на экране и получение твердых копий;

-формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного (гидродинамического) моделирования;

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

-построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;

-просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки;

-дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений по вновь пробуренным скважинам.

21

3.4.2.Порядок и содержание геологического моделирования

3.4.2.1.Обоснование объемных сеток моделей. Цель данного подраздела геологического моделирования — создание основы построения модели в виде объемной сетки. Результатом является куб, состоящий из ячеек определенного размера, привязанных в пространстве с помощью системы координат. Каждой ячейке куба могут присваиваться индивидуальные значения геологических параметров (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и др.). В совокупности такое присвоение позволит получить модельное представление о геологическом строении и распространении свойств горных пород целого месторождения или отдельных его частей (объектов).

Размеры геологической сетки, т. е. размеры ячеек по осям X, Y и Z, определяются степенью изменчивости структурного плана, характером внутренней неоднородности строения отложений горных пород и степенью разбуренности залежей.

Для месторождений с редкой сеткой скважин размеры ячеек могут быть более крупными, при плотной разбуренности ячейки формируются более мелкими. Рекомендуется, чтобы между забоями скважин было не менее 10 ячеек по латерали. При разбуренности эксплуатационной сеткой размер ячеек по площади обычно принимается равным 50 × 50 м.

Размер ячеек по вертикали определяется степенью расчлененности, неоднородности разреза и минимальными толщинами прослоев, которые необходимо сохранить в модели. По вертикали размеры ячеек могут изменяться от 0,2 до 1 м.

Ориентация сетки относительно месторождения выбирается исходя из следующего:

1)направление сетки скважин согласуется с направлением распространения особенностей геологического строения месторождения (например, тектонических нарушений);

2)выбранное направление сетки должно обеспечить минимизацию количества ячеек в модели (например, за счет такого поворота геологической сетки, при котором количество ячеек за контуром нефтеносности будет минимальным).

Общее количество ячеек в модели может изменяться от сотен тысяч до десятков миллионов.

3.4.2.2. Структурное моделирование. Цель подраздела — создание структурного каркаса модели. Результатом структурного моделирования является набор двухмерных послойных сеток структурных поверхностей и набор контрольных точек со значениями абсолютных отметок на этих поверхностях (точки пересечения траекторий скважин и поверхностей пластов).

Построение структурного каркаса проводится в два этапа. На первом этапе строится структурный каркас по стратиграфическим поверхностям, на втором — строятся структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов.

На основной структурный каркас накладываются поверхности контактов флюидов (ГНК, ВНК, ГВК). Поверхности могут задаваться как абсолютной отметкой контактов, так и в виде двухмерных сеток при негоризонтальных контактах (наклонных, неровных и т. д.). Результатом наложения по-

22

верхностей контактов является выделение общих газо-, нефте-, водонасыщенных толщин по каждому пласту.

Построение проводится по данным сейсморазведки и данным ГИС по скважинам, для которых установлены положения кровель и подошв коллекторов.

3.4.2.3.Литологическое моделирование. Цель подраздела — построе-

ние модели распространения в объеме месторождения различных типов пород. Результатом литологического моделирования является цифровой куб, содержащий в каждой ячейке геологической сетки признак литологического типа горной породы, которому соответствует пространственное положение ячейки.

Самым простым случаем такого построения является разбиение объема на «коллектор-неколлектор» по критериям, обоснованным при обработке ГИС.

На данном этапе важно оценить соотношение в объеме различных типов пород и закономерности их распределения в плане и по разрезу. Зоны распространения участков коллекторов и неколлекторов должны вырисовываться в физически реальную картину, соответствующую концепции строения отложений на данном объекте месторождения.

3.4.2.4.Параметрическое моделирование. Цель подраздела — по-

строение модели распространения в объеме месторождения статических петрофизических параметров — пористости, проницаемости. Результатом моделирования являются цифровые кубы каждого параметра: в каждой ячейке геологической сетки с признаком «коллектор» определяется индивидуальное значение параметра.

Построение проводится по данным ГИС. Параметры в ячейках должны быть взаимоувязаны, так как между ними существуют корреляционные зависимости (зависимость проницаемости от пористости).

3.4.2.5.Моделирование насыщенности пластовыми флюидами. Цель подраздела — построение модели флюидонасыщения, результатом являются цифровые кубы. В каждой ячейке геологической сетки определяются индивидуальные значения водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности (для месторождений, содержащих газовые части).

Построение проводится по данным ГИС, с учетом зависимости водонасыщенности от расстояния до ВНК, данных капиллярометрии и кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП).

3.4.3. Уточнение геологических запасов

На основе построенных двухили трехмерных геологических моделей проводится подсчет в целом по месторождению и по каждой залежи запасов углеводородов:

- геологических;

23

-извлекаемых;

-по видам углеводородов (нефть, газ, конденсат);

-по категориям (А, В, С1, С2);

-в различных зонах (чисто нефтяной, водонефтяной, подгазовой, природоохранной и т. д.).

Вотдельных случаях проводится дифференцированный подсчет запасов по зонам различной продуктивности или проницаемости.

Оцениваются также промышленные запасы содержащихся в пластовых воде и нефти йода, бора и других компонентов.

Проектно-технологическая документация выполняется только для запасов, которые прошли апробацию в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ). Если в процессе выполнения проектно-технологической документации произошло изменение проектного КИН, то на основании протокола ЦКР запасы снова утверждаются в ГКЗ. Эта процедура является частью государственной системы по учету и контролю использования недр.

4. Технологическая часть проектных документов

4.1. Общие сведения

Технологическая часть проектного документа содержит обоснование решений по технологии разработки месторождения и ожидаемые при реализации этих решений результаты расчетов технологических показателей разработки.

Основные задачи, решаемые в этой части:

-анализ результатов промысловых исследований;

-анализ разработки;

-обоснование выделения объектов разработки;

-обоснование вариантов разработки;

-обоснование рабочих агентов;

-обоснование методов повышения нефтеизвлечения и воздействия на призабойную зону пласта;

-обоснование методов расчета технологических показателей;

-обоснование системы контроля за разработкой;

-обоснование методов регулирования разработки.

4.2. Анализ результатов промысловых исследований

Изложение результатов обработки и интерпретации данных исследований скважин должно включать в себя:

-оценку применяемых технологий исследований и качества полученных данных (материалов исследований);

-сопоставление и сравнительную оценку полученных по разным методам исследований результатов;

-статистические характеристики продуктивных пластов, полученные при обработке данных исследований.

24

Результаты анализа промысловых исследований, в том числе гидродинамических, используются при построении геологических и геологотехнологических моделей с целью:

-определения типа коллектора (поровый, трещинный и др.);

-определения показателей неоднородности пластов, наличия зон замещений, экранов;

-определения коэффициентов проницаемости и гидропроводности;

-оценки состояния призабойных зон пластов;

-определения наличия заколонных перетоков и др.

Согласование результатов геофизических, гидродинамических исследований и лабораторных исследований керна позволяет снизить значения систематических погрешностей определения параметров пластов, особенно проницаемости, выделить слои (пропластки), существенно отличающиеся по проницаемости.

4.3. Анализ разработки

Анализ разработки, ее истории и текущего состояния, является важным этапом проектирования. Выводы, полученные при этом анализе, являются основой для принятия всех проектных решений.

При проведении анализа разработки рассматриваются:

1)структура фонда скважин;

2)показатели эксплуатации скважин;

3)отклонение фактических показателей разработки от проектных;

4)динамика пластового давления по отдельным зонам;

5)изменение температуры пласта;

6)выработка запасов по пластам и зонам;

7)результаты выполнения мероприятий по повышению эффективности системы разработки;

8)эффективность реализуемой системы разработки.

Анализ структуры фонда скважин включает в себя изучение распределения всего фонда по категориям (добывающие, нагнетательные, контрольные, простаивающие и т. д.), по способам эксплуатации (фонтанный, механизированный), по объектам разработки. Указываются причины перевода скважин на другие объекты.

При проведении анализа показателей эксплуатации скважин необходимо дать распределение добывающих скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности продукции скважин, накопленной добыче нефти и жидкости, по забойным давлениям и газовым факторам, коэффициентам продуктивности на дату составления проектного документа. Следует оценить эффективность использования фонда скважин, объяснить причины низкой или высокой продуктивности скважин, низкой или высокой обводненности их продукции. Для нагнетательных скважин дается распределение скважин по приемистости, накопленным объемам закачки воды, объясняются причины высокой или низкой производительности (приемистости) скважин. Особое

25

внимание уделяется простаивающим скважинам: выявляются причины их простоя, вырабатываются рекомендации по их дальнейшему использованию.

Проводится сопоставление фактических и проектных показателей разработки с целью выявления степени и причин их расхождения. Оцениваются полнота и своевременность выполнения проектных решений, анализируется соответствие этих решений геолого-физическим условиям данной залежи и сложившемуся на момент их проведения состоянию разработки. Указывается, какие мероприятия проводились дополнительно к проектным решениям.

Изучение динамики пластового давления позволяет оценить эффективность системы поддержания пластового давления по залежам в целом и по отдельным их зонам, в том числе по зонам отбора и закачки. При анализе динамики пластового давления рассматриваются также вопросы, связанные с энергетическим состоянием пластов. Изучаются осложнения, вызванные несоблюдением баланса закачки и отбора, «уходом» рабочего агента в газонасыщенную и (или) водонасыщенную части пласта. Выявляются зоны разгазирования пластовой нефти, зоны межпластовых перетоков пластовых флюидов и др.

Анализ данных об изменении температуры продуктивных пластов в процессе разработки залежей необходим для уточнения свойств пластовой нефти, особенно при высокой ее вязкости, для оценки возможности фазовых переходов, образования отложений асфальтеносмолопарафиновых отложений в пластовых условиях и в скважинах и др.

Анализ выработки запасов по пластам и зонам проводится с целью изучения степени и характера выработки запасов, продвижения фронта вытеснения нефти водой, в том числе закачиваемой с поверхности, распределения оставшихся запасов нефти по площади и по разрезу пластов.

При совместном вскрытии в скважине нескольких пластов по данным потокометрии и термометрии определяется доля участия каждого продуктивного интервала в работе скважин, эффективность мероприятий по выравниванию фронта вытеснения нефти водой.

По результатам бурения новых скважин и геофизических исследований оценивается текущее положение ВНК и ГНК, а для определения степени выработки запасов за фронтом рабочего агента изучается нефтенасыщенность промытой зоны.

С целью выявления эффективных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта определяется эффективность мероприятий, проводимых на месторождении. Результаты этих исследований позволят в дальнейшем более эффективно планировать и применять методы увеличения производительности скважин.

Эффективность реализуемой системы разработки необходимо оценивать для оценки ее адекватности геолого-физическим и технологическим условиям данного месторождения. При этом оценивается эффективность поддержания пластового давления, уточняются вопросы размещения скважин, плотности сетки, конструкции скважин, анализируются методы и технологии

26

вскрытия пластов и освоения скважин, их глушения, способы эксплуатации и др.

Особое внимание следует уделять предупреждению осложнений в процессе разработки, связанных с прорывами газа, преждевременным обводнением скважин (конусообразование и др.), разгазированием нефти в пласте, снижением проницаемости пород в околоскважинных зонах, образованием различных отложений в пласте и в скважинах.

4.4.Обоснование выделения объектов разработки

Вбольшинстве случаев месторождения углеводородов являются мно-

гопластовыми, содержат по два и более куполов (поднятий). Углеводороды в пластовых условиях могут находиться в различных состояниях (нефть, газ, выделившийся из газа конденсат). Залежи многопластового месторождения характеризуются своими термодинамическими условиями, составом и свойствами пластовых флюидов. Коллекторы различаются по составу горных пород (терригенные, карбонатные), по продуктивности (низкопродуктивные, высокопродуктивные), по типам пустотности (поровые, трещинные, трещин- но-кавернозно-поровые и др.), по характеру смачиваемости (гидрофобные, гидрофильные) и по другим характеристикам. Гидродинамические режимы работы отдельных пластов также могут существенно различаться.

С точки зрения полноты выработки запасов каждая залежь нефти наиболее эффективно будет разрабатываться при своей системе разработки (плотность сетки скважин, давления нагнетания, режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, методы воздействия на призабойную зону пласта и др.), наиболее полно соответствующей всем геолого-физическим характеристикам продуктивного пласта. С этой точки зрения каждую залежь следует рассматривать как самостоятельный объект разработки. В то же время организация самостоятельных систем разработки на каждую залежь не всегда оправдана в экономическом отношении. Поэтому в тех случаях, когда объединение нескольких продуктивных пластов (залежей) не приводит к существенной неравномерности выработки запасов или когда залежи представляют собой единую гидродинамическую систему, их можно объединять в единый эксплуатационный объект.

Если фактически несколько залежей разрабатываются как один объект, необходимо выполнить технико-экономическую оценку целесообразности его разукрупнения.

Всегда в качестве самостоятельных объектов выделяются залежи, отличающиеся по фазовому состоянию углеводородов (например, при наличии газовой шапки, нефтяной оторочки).

4.5. Обоснование вариантов разработки

Для каждой залежи необходимо рассмотреть несколько вариантов разработки, различающихся выбором эксплуатационных объектов, режимами работы пласта, плотностью сетки скважин, применением методов повышения нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми

27

и другими методами, рабочими агентами, конструкциями скважин, временем вывода на проектную мощность и др.

В качестве базового одним из рассматриваемых вариантов является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.

При обосновании выявляется наиболее эффективный с технологической и экономической точек зрения вариант.

Для каждого варианта разработки по принятой методике рассчитываются технологические показатели разработки: ввод и выбытие скважин, среднегодовой действующий фонд скважин, дебиты нефти и жидкости, годовую и накопленную добычу нефти, попутного газа и жидкости, годовые и накопленные объемы нагнетания рабочего агента и др.

На основе расчета показателей по объектам формируются варианты разработки по месторождению в целом (суммарные). Обязательным условием при формировании этих вариантов является достижение максимальной полноты выработки запасов всех объектов разработки. Не допускается выборочная отработка наиболее продуктивных объектов, поэтому варианты формируются так, чтобы в разработку вовлекались все залежи (объекты) месторождения.

При размещении скважин необходимо добиваться полного охвата запасов сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Прогнозными показателями расчетного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А + В + С1. Технологические показатели зон с запасами категории С2, как уже было отмечено, определяются для целей 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.

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

Выбор рекомендуемого для реализации варианта производится на основании совместного рассмотрения (сопоставления, анализа) технологических и экономических показателей разработки по всем вариантам.

В рекомендуемом варианте разработки могут быть выделены на месторождении 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.

Плотность сетки скважин зависит от типа коллектора и вязкости нефти

(табл. 2).

28

Таблица 2 Рекомендуемая плотность сетки скважин

4.6. Обоснование рабочих агентов

Обоснование выбора рабочего агента для поддержания пластового давления проводится на основании анализа результатов лабораторных исследований, пробных закачек и накопленного опыта на данном месторождении и месторождениях-аналогах.

В процессе обоснования определяются коэффициенты вытеснения и охвата при применении каждого из рассматриваемых рабочих агентов. Указываются их источники (например, для воды указывается, какая она — речная или подрусловая, морская, сточная — холодная, теплая). Приводятся основные сведения об агентах (химический состав, свойства, содержание КВЧ и др.), о возможных осложнениях при их применении — технологических, экологических и др. Рассматривается техническая готовность к применению агентов (состояние водоводов, конструктивных элементов скважин и др.). Оцениваются варианты утилизации сточных вод, получаемых при промысловой подготовке нефти.

4.7. Обоснование методов повышения нефтеизвлечения и воздействия на призабойную зону пласта

Применение различных методов и технологий интенсификации разработки, повышения производительности скважин, охвата продуктивных пластов воздействием позволяет существенно повысить технико-экономические показатели разработки. Каждый из существующих методов наиболее эффективен в определенных условиях, поэтому их выбор для конкретного месторождения должен быть основан на геолого-промысловом анализе, статистических данных, применении метода аналогии, моделировании, тщательном изучении научно-технической литературы, результатов лабораторных исследований и др.

Геолого-промысловый и статистический анализ позволяет оценить успешность и вероятную эффективность того или иного метода (технологии), выявить наиболее благоприятные условия их применения. По результатам этого анализа выбираются методы и технологии, наиболее эффективные для условий данного месторождения. Метод аналогии позволяет более уверенно, основываясь на данных применения технологий на месторождениях с близкими к рассматриваемому объекту геолого-физическими характеристиками,

29

осуществлять выбор наиболее эффективных методов воздействия на пласт в целом и на его призабойные зоны. Применение численных моделей для оценки показателей разработки залежей или их отдельных участков с учетом проведения тех или иных методов и технологий повышает достоверность оценки эффективности мероприятий.

4.8. Обоснование методов расчета технологических показателей

Методы расчета технологических показателей выбираются исходя из конкретных геолого-физических и технологических условий разработки. На выбор метода влияют стадия разработки, изученность месторождения, свойства флюидов и коллекторов, особенности применяемой или предполагаемой

кприменению технологии.

Внастоящее время основным методом расчетов является трехмерное многофазное математическое моделирование. В ряде случаев, когда месторождение недостаточно изучено, допустимо применение методик, основанных на применении более простых моделей: аналого-статистических, слоистых и др.

4.9. Контроль и регулирование разработки месторождения

Контроль разработки залежи (месторождения) обеспечивается путем проведения анализа результатов промысловых исследований скважин.

Виды, объем и периодичность исследований регламентируются действующими инструкциями и руководящими документами (РД), утвержденными соответствующими государственными органами и руководством нефтедобывающих компаний (предприятий). В технологическом документе на основе действующих инструкций и РД составляется программа исследовательских работ, в которой указываются вид, периодичность и объект исследований (пласт). Программ может быть две: обязательная (общая) и специальная.

Всоответствии с обязательной программой исследования должны проводиться по всему фонду добывающих, нагнетательных, наблюдательных и контрольных скважин на всей площади объекта разработки. Эта программа предусматривает регулярное проведение измерений пластовых и забойных давлений, дебитов жидкости, нефти, газовых факторов, обводненности продукции, продуктивности скважин, оценку технического состояния скважин, отбор поверхностных и глубинных проб флюидов для лабораторных исследований.

Специальная программа исследовательских работ включает в себя дополнительные виды исследований, не содержащиеся в обязательном комплексе, например, гидропрослушивание, закачка индикаторов и др.

Вслучае отклонения фактических значений показателей от проектных

всистему разработки могут вноситься изменения (рекомендации), принципиально не меняющие основные положения утвержденного варианта разработки месторождения (залежи). Изменения вносятся в порядке регулирования разработки месторождения или залежи с целью достижения проектных показателей и повышения эффективности добычи нефти.

30