585

На данном этапе важно оценить соотношение в объеме различных типов пород и закономерности их распределения в плане и разрезе. Зоны распространения коллекторов и неколлекторов должны вырисовываться в физически реальную картину, соответствующую концепции строения конкретной залежи.

Существует 2 подхода для построений литологических моделей: детерминистский и стохастический. Детерминистская модель строится на основе интерполяции скважинных данных. В условиях низкой разбуренности скважин детерминистская модель может быть не столь эффективной, прежде всего ввиду «размытости» исходной фактической информации. В этом случае, например с учетом фациального анализа, возможно применение стохастических методов моделирования на основе распределения «гаусовских симуляций».

Моделирование фильтрационно-емкостных свойств

Целью этапа является распределение петрофизических параметров (коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости) в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. В неколлекторах значения петрофизических параметров условно принимаются равными нулю.

В качестве исходной информации при моделировании коэффициентов пористости и нефтенасыщенности используются результаты обработки данных ГИС или керна. Объем нефтенасыщенных пород для залежей рассчитывается суммированием объемов ячеек модели, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта.

Параметры пористости и нефтенасыщенности в ячейках модели оцениваются по данным ГИС, как правило, через зависимости керн – ГИС. На рис. 9.3 приведен пример разреза дискретных кубов коэффициентов пористости. Распределение коэффициентов пористости и нефтенасыщенности в пределах пластов выполняется методом детерминистского взвешивания.

61

Подсчет геологических запасов

Задача подсчета запасов месторождения включает как собственно количественную оценку запасов, так и детальную геометризацию месторождения. Основным при подсчете геологических запасов нефти и газа является объемный метод, порядок применения которого регламентируется соответствующими документами и инструкциями, утвержденными МПР РФ.

Подсчет запасов нефти и газа осуществляется на начальный период разработки месторождения, на основании чего подсчитываются начальные геологические (НГЗ) и извлекаемые запасы (НИЗ). В процессе разработки на любой момент времени за вычетом накопленной добычи рассчитываются остаточные извлекаемые запасы нефти и газа (ОИЗ).

Подсчет запасов нефти и газа выполняют в 2 вариантах:

–двумерный «ручной» подсчет запасов на основе построения структурных карт, карт эффективных и нефтенасыщенных толщин.

–подсчет запасов на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования, при котором запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом).

Для контроля и визуализации оценок трехмерного подсчета предусматривается представление их результатов в виде двумерных карт. Контроль результатов геологического трехмерного моде-

лирования осуществляют путем сравнения оцененных запасов с результатами традиционной методики двумерного подсчета. Расхождения оценок запасов методик по каждому подсчетному объекту не должны превышать 5 %, что позволяет говорить о корректности трехмерной геологической модели. Пример сопоставления двумерного и трехмерного подсчета геологических запасов приведен на рис. 9.4, где для всех эксплуатационных объектов погрешность 2D и 3D не превышает 5 %.

Рис. 9.4. Сопоставление результатов двумерного и трехмерного подсчетазапасовТрушниковскогоместорождения(подсчет2004 г.)

На основе построенных двуили трехмерных геологических моделей проводится подсчет геологических запасов углеводородов

вцелом по месторождению и по каждой залежи:

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

–по категориям запасов (А, В, С1, С2);

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

–содержащихся в пластовой воде и нефти компонентов, имеющих промышленное значение (попутный газ, йод, бор и т.д.).

Проектно-технологическая документация выполняется только для запасов, которые прошли апробацию в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ). Если в процессе выполнения проектнотехнологической документации произошло изменение проектного КИН, то на основании протокола ЦКР запасы снова утверждаются

вГКЗ. Эта процедура является частью государственной системы по учету и контролю использования недр.

64

Тема 10. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ПРОЕКТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Лекция – 3 часа

Технологическая часть ПТД содержит обоснования решений по технологии разработки месторождения и результаты расчетов технологических показателей разработки, ожидаемые при реализации этих решений. Основными задачами при этом являются:

–анализ разработки;

–обоснование объектов разработки;

–обоснование вариантов разработки;

–обоснование рабочих агентов;

–обоснование методов повышения нефтеизвлечения;

–контроль и регулирование разработки;

–расчет технологических показателей.

Анализ разработки нефтяных месторождений

При анализе разработки рассматриваются:

–структура фонда скважин;

–показатели эксплуатации скважин;

–отклонение фактических показателей от проектных;

–динамика пластового давления по отдельным зонам;

–изменение температуры пласта;

–выработка запасов по пластам и зонам;

–эффективность реализуемой системы разработки.

Анализ структуры фонда скважин включает изучение распределения фонда:

–по категориям (добывающие, нагнетательные, контрольные, простаивающие и т.д.);

–способам эксплуатации (фонтанный, механизированный);

–объектам разработки.

65

Указываются причины перевода скважин на другие объекты. Особое внимание уделяется простаивающим скважинам. Выявляются причины простоя скважин, вырабатываются рекомендации по их дальнейшему использованию.

При проведении анализа эксплуатации добывающих скважин необходимо дать их распределение по дебитам нефти и жидкости, обводненности продукции скважин, накопленной добыче нефти и жидкости, забойным давлениям и газовым факторам на дату составления проектного документа. Необходимо выяснить причины низкой и высокой продуктивности скважин, низкой и высокой обводненности продукции скважин. Для нагнетательных скважин анализируется распределение скважин по приемистости, накопленным объемам нагнетания, объясняются причины высокой и низкой производительности скважин.

При сопоставлении фактических показателей с проектными выявляются степень и причины их расхождения. Указывается полнота и своевременность выполнения проектных решений, анализируется их соответствие геолого-технологическим условиям залежи. Указываются мероприятия, которые проводились помимо проектных решений. Вся эта работа проводится для выявления принципиальных моментов, важных для дальнейшей разработки месторождения.

Изучение динамики пластового давления проводят на основе анализа карты изобар. Для разрабатываемых с ППД залежей основной задачей является определение эффективности системы закачки агента как в целом по залежам, так и по отдельным их зонам. Изучаются осложнения, вызванные несоблюдением баланса закачки и отбора, такие как «уходы» рабочего агента, выявляются зоны разгазирования, возможные межпластовые перетоки.

Для залежей высоковязких нефтей весьма важными являются данные об изменении температуры пласта.

Анализ выработки запасов по пластам и зонам проводится с целью изучения степени и характера выработки запасов, продвижения фронтазакачиваемых вод, распределения остаточных запасов.

66

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

По результатам бурения новых скважин и геофизических исследований оценивается текущее положение ВНК (или ГНК), изучается нефтенасыщенность промытой зоны за текущим контуром нефтеносности.

С целью выявления эффективных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта определяется эффективность мероприятий, проводимых на месторождении. Анализ эффективности реализуемой системы разработки включает оценку эффективности системы ППД, системы размещения и плотности сетки скважин, конструкции скважин, методов вскрытия и освоения скважин, способов эксплуатации скважин, системы учета продукции и т.д. Это позволяет в дальнейшем при эксплуатации исключить неэффективные методы и более широко применять хорошо себя зарекомендовавшие методы.

Особое внимание следует уделять вопросам предотвращения в процессе разработки осложнений, связанных с прорывами газа, водяным конусообразованием, разгазированием нефти в пласте, выпадению в стволе скважин парафинов и т.д.

Основным условием, предъявляемым к системе разработки, является условие постоянного контроля выработки запасов эксплуатационных объектов с возможностью ее оперативного регулирования.

Обоснование объектов разработки

В большинстве случаев месторождения углеводородов являются многопластовыми, часто многокупольными, включающими углеводороды в различных состояниях (нефть, газ, конденсат). Всегда в качестве самостоятельных объектов выделяются залежи, отличающиеся по фазовому состоянию углеводородов, например газовая шапка и нефтяная оторочка.

67

Каждая залежь месторождения находится в своих уникальных природных условиях. Коллекторы различаются по вещественному составу (терригенные, карбонатные), по продуктивности (низкопродуктивные, высокопродуктивные), по типам пустотности (поровые, трещинные, трещинно-кавернозно-поровые), по смачиваемости (гидрофобные, гидрофильные) и т.д. Нефти различных пластов залежи могут существенно различаться по вязкости и химическому составу. Режимы работы продуктивных пластов обычно не совпадают.

Таким образом, с точки зрения полноты выработки запасов каждая залежь наиболее эффективно будет разрабатываться при своих уникальных системах разработки (плотность сетки скважин, давление нагнетания, режимы работы добывающих скважин и т.д.). С этой точки зрения каждую залежь нужно рассматривать как самостоятельный объект разработки. В то же время с точки зрения экономики организация самостоятельных систем разработки на каждую залежь не всегда оправданна, поэтому в тех случаях, когда объединение нескольких продуктивных пластов (залежей) не приводит к неравномерности выработки запасов или эти залежи представляют собой единую гидродинамическую систему, эти залежи можно объединять в единый эксплуатационный объект.

Если фактически несколько залежей уже объединены в один объект, при необходимости возможно рассмотреть целесообразность его разукрупнения.

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, рабочими агентами, конструкциями скважин, временем ввода на проектную мощность и т.д. Рассмотрение нескольких вариантов позволит определить наиболее эффективный из них как с технологической, так и с экономической точки зрения. Всегда среди прочих должен рас-

68

сматриваться вариант, утвержденный предыдущим проектным документом (базовый вариант). Часто в качестве базового варианта рассматривают вариант на существующую в момент составления ППД систему разработки без какой-либо ее существенной оптимизации в будущем.

При размещении скважин необходимо добиваться полного охвата запасов сеткой скважин, добывающих и нагнетательных. Для каждого варианта разработки рассчитываются технологические показатели разработки, включающие 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 т.д.

На основе расчетов вариантов по объектам формируются варианты разработки по месторождению в целом (суммарные). Обязательным условием при их формировании 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 месторождения.

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, их количество обосновывается в ПТД. Зависимые 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 варианта производится на

69

основании 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 ПТД как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

Обоснование рабочих агентов

Обоснование рабочего агента проводится на основе анализа результатов лабораторных исследований, пробных закачек и накопленного в данном районе производственного опыта.

Определяются коэффициенты вытеснения и охвата при применении каждого из рассматриваемых рабочих агентов. Приводятся основные сведения о рабочих агентах, о возможных осложнениях при их применении (технологических, экологических и т.д.). Обосновываются источники получения рабочих агентов. Рассматривается техническая готовность к применению рабочих агентов (состояние колонн скважин, заколонного цемента и т.д.). Указывается возможность утилизации рабочих агентов.

Обоснование методов повышения нефтеизвлечения

Применение различных методов интенсификации разработки

иувеличения охвата воздействием позволяют существенно повысить эффективность систем разработки. Каждый из существующих методов наиболее эффективен в строго определенных условиях. При обосновании их применения для конкретного месторождения используют геолого-промысловый анализ, статистический анализ

иметод аналогии.

Врамках геолого-промыслового анализа комплексно анализируется эффективность всех примененных на месторождении технологий. Делаются выводы о соответствии каждого примененного

70