Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Курс лекций

где К1–К6 – соответствующие коэффициенты;

hн – нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта, м; Кп – пористость, д.ед.;

Sскв-ПТД – плотность сетки скважин в проектном документе, Га/скв.;

G – начальное газосодержание нефти, м3/т;

СКВн-ПТД – проектный фонд нагнетательных скважин, шт.; Квыт – коэффициент вытеснения нефти, д.ед.; А – свободный член уравнения регрессии.

При использовании многомерных статистических зависимостей обязательно должен быть указан диапазон изменения каждого используемого в модели показателя. Например, для терригенных объектов Пермского края Квыт изменяется от 0,50 до 0,70 д.ед. При значительном отклонении Квыт эксплуатационного объекта от этого диапазона (например, Квыт = 0,8) оценка КИН по статистической модели будет некорректна.

Коэффициент извлечения газа

Всоответствии с Классификацией запасов для свободного газа

вРФ подсчитываются только геологические запасы, подразумевается, что коэффициент извлечения газа (КИГ) равен единице. Однако опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что полного извлечения газа из недр не достигается. По данным обобщения сведений по залежам с законченной разработкой, КИГ для залежей с газовым режимом составляет 0,92, для залежей с упруговодонапорным режимом – 0,87.

Наиболее достоверно КИГ может быть оценен для залежей с газовым режимом в зависимости от конечного пластового давления. Для газовых залежей с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь.

Проектные коэффициенты извлечения для залежей газоконденсатных месторождений РФ, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,60 до 0,85.

Начальные геологические Qгеол -р г и извлекаемые Qизв -р г запасы растворенного в нефти газа определяются по начальным геологическим запасам нефти НГЗ и начальному газосодержанию G, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Qгеол -р г = Qгеол · G;

Qизв -р г = Qизв · G.

При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. При эксплуатации на режимах истощения пластовой энергии необходим дополнительный мониторинг изменения газового фактора в процессе разработки.

Тема 8. СОСТАВ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Лекция – 3 часа

Для различных стадий разработки достоверность геологотехнологической информации по месторождениям различна, соответственно, различны и возможности проработки проектных решений. Степень проработки проектно-технологических документов увеличивается по мере разработки месторождения и прежде всего связана с разбуренностью месторождения проектным фондом скважин. Таким образом, проектирование разработки месторождений углеводородов носит стадийный характер, что отражается на составе и содержании ПТД.

На этапе разведочных работ могут составляться документы, целью которых является подготовка к составлению последующих проектных технологических документов:

–проектопытной(пробной) эксплуатации поисковой скважины;

–проект пробной эксплуатации единичных разведочных сква-

жин;

– проект пробной эксплуатации месторождения (залежи).

Проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины. Проект пробной эксплуатации единичных разведочных скважин

Проект пробной эксплуатации поисковой или разведочных скважин составляется и реализуется в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Проекты пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными органами Ростехнадзора РФ сроком на 1 год. Необходимость про-

43

ведения пробной эксплуатации определяется нефтедобывающим предприятием.

Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи)

Проект пробной эксплуатации (ППЭ) составляется для месторождений на срок до 3 лет, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы. Технико-экономи- ческие расчеты выполняются минимум на 20-летний срок. Ключевое место в проекте пробной эксплуатации отводится программе проведения исследовательских работ.

Целями ППЭ является получение информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режимов работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения.

ВППЭ уточняются:

–положение флюидных контактов, толщины пластов;

–фильтрационно-емкостные характеристики пластов;

–состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей

игаза;

–продуктивность добывающих скважин;

–приемистости нагнетательных скважин по воде;

–рациональные депрессии и репрессии на пласт.

Врезультате реализации ППЭ обосновываются:

–предварительная геолого-промысловая модель;

–количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин, оценочных опережающих скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура, интервалы отбора керна из них;

–комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

44

– основные ожидаемые показатели по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти, жидкости, газа, закачки воды в целом по месторождению.

Общее содержание проектных технологических документов

К проектным технологическим документам относятся:

–проектопытной(пробной) эксплуатации поисковой скважины;

–проект пробной эксплуатации единичных разведочных сква-

жин;

–проект пробной эксплуатации месторождения (залежи);

–технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей);

–технологическая схема разработки месторождения;

–технологический проект разработки месторождения.

К технологическим схемам разработки месторождения и технологическим проектам разработки месторождения могут составляться дополнения. В этих случаях документ будет называться «Дополнение к технологическим схемам разработки … месторождения» или «Дополнение к технологическому проекту разработки … месторождения».

В ПТД на разработку месторождений углеводородов обосновываются:

–выделение эксплуатационных объектов;

–системы размещения и плотность сеток скважин;

–выбор способов и агентов воздействия на пласты;

–порядок ввода эксплуатационных объектов в разработку;

–способы и режимы эксплуатации скважин;

–уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

–применение методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи углеводородов;

–выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

45

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

–требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин, к системам поддержания пластового давления

икачеству используемых агентов;

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

–мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

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

–мероприятия по обеспечению использования и утилизации попутного нефтяного газа;

–показатели коэффициентов извлечения углеводородов, эксплуатации и использования фонда скважин;

– мероприятия по безопасному ведению работ, связанных

спользованием недрами;

–мероприятия по рациональному использованию и охране

недр;

–мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами.

Кроме того, в ПТД приводится информация о сроках и условиях выполнения работ по консервации и (или) ликвидации горных выработок, скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель.

При составлении проектных технологических документов необходимо учитывать отечественный и зарубежный опыт в практике разработки месторождений углеводородов, современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

Новые проектные технологические документы и дополнения

кним составляются в следующих случаях:

46

–истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

–существенное изменение представлений о геологическом

строении эксплуатационных объектов после их разбуривания

иввода в разработку;

–необходимость корректировки 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;

–отклонение фактического отбора нефти и газа от проектного уровня (более допустимого).

Нормы отбора нефти и газа, закачки воды

Под нормой отбора нефти и газа из объектов разработки следует понимать величину добычи нефти и газа, предусмотренную утвержденным технологическим проектным документом и достигаемую при выполнении технологических решений с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

При составлении норм отбора принимаются во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих состояние разработки в данный период.

Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и календарный месяц. Они составляются недропользователем, согласуются с организацией – автором ПТД и утверждаются территориальным подразделением «Роснедра» МПР и местным органом Ростехнадзора.

Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки могут отличаться от проектных величин. Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям РФ, которые могут быть предусмотрены в проектных технологическихдокументах, приведены ниже.

47

Отклонение уровней добычи нефти для проектов пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки не ограничено.

Технологическая схема разработки

Технологическая схема разработки – проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Исходной информацией для составления технологической схемы разработки являются данные подсчета запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин, требования технического задания на проектирование, нормативная база. Технологическую схему можно составлять, минуя этап проекта пробной эксплуатации.

Технологическая схема разработки составляется на запасах категорий АВС1 и С2. Для залежей, часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости их доразведки. Технологические показатели разработки запасов категории С2 рассчитываются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения в целом, развития инфраструктуры, объемов буровых работ. Если доля запасов категории С2 превышает 20 %, то месторождение считается недоизученным, и в соответствии с требованиями государственных регламентирующих документов составление технологической схемы разработки не разрешается.

48

Кроме эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые могут быть выявлены в ходе реализации проектных решений. Число резервных скважин может составлять до 25 % от основного фонда скважин в зависимости от прерывистости пластов, плотности сетки скважин и т.д.

Расчет вариантов с обоснованием экономической эффективности в технологической схеме разработки осуществляется на полную выработку запасов. В рамках технологических схем должно рассматриваться не менее 3 вариантов разработки.

Технологический проект разработки месторождения

Технологический проект разработки – основной проектный документ, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки. Технологический проект разработки составляется на запасах категорий А и В с учетом геолого-промыс- ловых данных, полученных в результате реализации утвержденной технологической схемы. Обычно это происходит после разбуривания 70 % основного фонда скважин месторождения. Технологический проект разработки характеризуются большей глубиной проработкиспециальных вопросов, чемтехнологическаясхемаразработки.

Втехнологическом проекте разработки закладывается резервный фонд скважин – до 10 % от основного фонда скважин. Также обосновывается количество скважин-дублеров для замены фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу скважин.

Всоставе технологических проектов разработки рекомендуют приводить дополнительные материалы, отражающие:

–структуру остаточных запасов нефти;

–показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеизвлечения пластов.

Расчет вариантов с обоснованием экономической эффективности при разработке в технологических проектах разработки осуще-

49

ствляется на полную выработку запасов. В рамках технологических проектов разработки должно рассматриваться не менее 2 вариантов разработки.

Дополнения к технологическим схемам и технологическим проектам разработки составляются при получении новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, при изменении экономических условий разработки, появлении новых эффективных технологий.

Проектные технологические документы на разработку месторождений проходят экспертизу в МПР РФ, затем рассматриваются и согласовываются ЦКР «Роснедра».

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

Технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей)

Целью опытно-промышленной разработки (ОПР) залежей или участков залежей являются промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-технологи- ческих условиях с учетом экономической эффективности.

Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведываемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадиипромышленной разработки.

Участок или залежь для проведения опытно-промышленной разработки выбираются таким образом, чтобы отрицательный результат мероприятий ОПР не влиял на сохранность запасов в остальной части месторождения.

Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможности реализации технологической схемы, но не более 5–7 лет. Техникоэкономические расчеты проводятсязапериодне менее 20 лет.

50