Основные цели контроля за разработкой залежей

1. Основные цели контроля за разработкой залежей.

Контроль за разработкой  залежей нефти и газа осуществляется с целью:

• Оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий при ее осуществлении;
• Получение информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий для его совершенствования;
• Определение необходимости корректировки проектов, Составление приложений к ним или уточнения проектов.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

• Динамика текущего и накопленного добычи нефти, газа, конденсата, воды с месторождения (залежи) в целом, по отдельным объектам разработки, (участков), каждой скважины, а также закачки агента в пределах месторождения (залежи), отдельных участков;
• Охват запасов выработкой, Характер распространения витиснювального агента в пределах залежи, отдельных пластов (пачек пластов), участков залежи с оценкой степени охвата пластов воздействием;
• Изменение водонасыщенности продуктивных горизонтов во времени и интенсивности подъема нафтогазоводяных контактов по ним;
• Энергетическое состояние залежи, Динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки и бурения;
• Изменение коэффициентов производительности и приймальности скважин;
• Характер дренирование продуктивного разреза;
• Изменение гидрогазопроводности пласта в районе действующих скважин;
• Состояние герметичности эксплуатационных колонн, Связь продуктивного горизонта с соседними в разрезе горизонтами, наличие перетоков между ними, состояние призабойной зоны;
• Изменение физико-химических свойств нефти, газа, конденсата, Воды в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
• Фактическая технологическая эффективность внедренных мероприятий для увеличения производительности скважин.

Виды, объемы, периодичность  исследований и замеров, с целью  контроля разработки (обязательные комплексы  исследований и измерений) с учетом действующих инструкций и руководящих  документов по исследованию скважин, которые  позволяют однозначно охарактеризовать процесс разработки залежи, работу отдельных скважин, Определяются в  технологических проектных документах.

Обязательные комплексы  исследований и измерений для контроля за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд контрольных скважин. Они должны включать следующие виды работ:

• Замеры пластового давления в пьезометрического, добывающих и нагнетательных скважинах;
• Замеры устьевого, динамических и статических, забойных давлений, дебитов жидкости, газа, и обводненности продукции добывающих скважин;
• Замеры устьевого, динамических и статических давлений нагнетательных скважин, Объемов закачки рабочих агентов;
• Гидрогазодинамических исследования добывающих и, по возможности, нагнетательных скважин при стационарных и нестационарных режимах;
• Газоконденсатные исследования;
• Исследования с целью контроля за состоянием ВНК, ГВК, ГНК, нафтогазонасыщенности, Технического состояния ствола скважины промышленно -геофизическими методами;
• Отбор и исследование глубинных проб нефти, газа, поверхностных проб продукции скважин (нефти, газа, конденсата, воды);
• Специальные исследования, предусмотренные технологическим проектным документом разработки месторождения.

Периодичность исследований и измерений с целью контроля за разработкой должно соответствовать  требованиям действующих нормативно- правовых актов и рекомендациям технологического проектного документа разработки месторождения. Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера дебита жидкости, газа, закачиваемого агента, расходов реагентов, не разрешается.

Комплексы специальных гидрогазодинамических  и промышленно-геофизических исследований с целью контроля разработки месторождений  нефти и газа разрабатываются  научно-исследовательскими организациями  и согласуются с производственными  предприятиями.

Исследования с целью  контроля за разработкой залежей  нефти и газа осуществляются производственными  подразделениями нефтегазодобывающих  предприятий, геофизическими службами, научно-исследовательскими организациями, соответствующими сервисными организациями, имеющими лицензию на выполнение таких  работ.

Результаты исследований согласно п. 2.5.6. обобщаются геологическими и технологическими службами разработки месторождений нефтегазодобывающих  предприятий и после обработки  по принятым методикам включаются в  виде раздела в годовой отчет  геологической службы и службы разработки месторождений нефтегазодобывающих предприятий.

Материалы исследований, связанных  с контролем разработки месторождений (покладов), подлежат обязательному хранению в течение всего срока разработки месторождения (залежи). По месторождениям с начальными запасами более 1 млн. т нефти и 1 млрд. м3 газа, как правило, создаются постоянно действующие геолого-фильтрационные компьютерные модели.

Ответственность за выполнение комплекса исследований с целью  контроля разработки месторождений  несет руководитель и заместитель  руководителя нефтегазодобывающего предприятия  по разработке месторождений.

Государственный горный надзор за своевременностью и качеством  контроля за разработкой месторождений  осуществляют органы исполнительной власти, в компетенцию которых входят вопросы надзора за охраной труда.

Контроль за разработкой  направлен на получение и правильную интерпретацию информации, характеризующей  реально протекающие процессы разработки залежи с конкретизацией во времени  и пространстве данных, включающих в себя особенности фильтрации различных  флюидов и сопровождающих их физико-химических процессов в пласте и скважинах.

Фактический процесс разработки конкретных месторождений и залежей, как правило, отличается от проектного. Причиной является сложность и недостаточная  изученность объекта разработки, схематизация и упрощение геологического строения резервуара (залежи) и процесса ее разработки при составлении проектов. Однако, целенаправленная, уточняющая информация, получаемая при контроле за разработкой, позволяет изменить или влиять на процесс разработки.

Под контролем за разработкой  залежей нефти понимается достаточно полное и, в основном, соответствующее  действительности описание процессов, происходящих в пределах залежи, основанное на обработке, интерпретации, анализе  и обобщении информации, получаемой в результате различного рода измерений  и исследований в скважинах.

Контроль за разработкой  нефтяных месторождений осуществляется на протяжении всего периода его  разработки и включает решение целого ряда вопросов, решаемых на основании  получаемой информации: планирование видоизменений и уточнений принятой системы разработки; оптимизации  работы скважин; определение степени  выработки запасов нефти; энергетическое состояние залежей; техническое  состояние скважин и скважинного  оборудования и т.д.

Целью современного контроля и анализа разработки нефтяных залежей  является достижение максимальной нефтедобычи  всех пластов объекта разработки. Только объединение и совместный анализ всей частичной информации по каждой индивидуальной скважине может  решить эту основную задачу. Однако, непременным условием такого анализа  является создание четкой геологической  модели строения продуктивных пластов  на основе детальной корреляции разрезов скважин и использования текущей  информации о работе пластов, их ФЕС, давлении, температуре, характере насыщения и т.п.

Четкая геологическая  модель объекта разработки (пласты, залежи), дополненная достаточным  объемом информации как о пласте, его свойствах, насыщающих его флюидах, процессах происходящих внутри объекта  разработки и т.д., позволит получить достоверную объемную модель объекта  разработки и решить основную задачу разработки – максимальную нефтеотдачу. Из этого следует вывод – нельзя искусственно проводить различие между  ГИС открытого и закрытого  ствола скважин.

Основные цели и принципы контроля за разработкой

Основной целью контроля за разработкой является создание близкой  к действительности модели залежи и  процесса ее разработки, позволяющей  осуществить рациональную систему  разработки данной залежи. Под моделью  залежи понимается

систематизированная информация, описывающая:

1) геометрию резервуара  залежи, то есть пространственное  распределение ФЕС, закономерности  их изменения, взаимосвязи, анизотропию,  погрешности прогнозирования и  т. д.

2) распределение в пространстве  различных флюидальных фаз (нефти,  газа и вoды), их физико-химических свойств (плотности, вязкости, газонасыщенности, давления насыщения, коэффициента светопоглощения и других), содержания микроэлементов (Cо, Ni и др.)

3) распределение давления  в пласте, направления и скорости  перемещения нефти и других  флюидов на разных участках  залежи, дебитов скважин и пластов  по нефти, газу и воде в  любой момент времени;

4) положение поверхностей  ВНК, ГНК и ГВК, контуров  нефтеносности, фронта закачиваемой  воды и динамической переходной  зоны в реальном масштабе времени;

5) закономерности и количественные  зависимости между наблюдаемыми  явлениями и фактами, позволяющие:

- устанавливать причинные  связи;

- восстанавливать более  полную (связную) картину процесса  разработки при

отсутствии некоторых  сведений;

- с той или иной степенью  достоверности прогнозировать поведение  залежи;

- более обосновано планировать  мероприятия, направленные на  реализацию

рациональной системы  разработки.

Модель залежи представляется в виде карт, профилей, таблиц, графических  зависимостей, формул (уравнений), текстового описания на машинных носителях. При  обработке материала, составлении  модели залежи и процесса ее разработки используются современные достижения в области нефтепромысловой геологии, физики нефтяного пласта, петрофизики, подземной гидродинамики, теории разработки нефтяных и газовых месторождений, теории управления сложных систем с обратной связью (кибернетики) с обязательным привлечением соответствующего математического

аппарата и электронно-вычислительной техники.

Составными частями контроля разработкой также являются:

- контроль за техническим  состоянием скважины;

- определение в скважине  интервалов размещения различных  компонентов,

находящихся в статическом  или подвижном состоянии (осадков, воды,

нефти);

- изучение особенностей  динамики подвижных флюидов, например, продвижения добываемой нефти  сквозь столб накопившейся неподвижной  воды, образования эмульсии; определение  глубины начала разгазирования  нефти, интервалов выпадения парафина, солей и т.д.

2. Основные геолого-физические параметры месторождений
3. ¦Средняя глубина залегания, м                           
4. ¦Тип залежи                                             
5. ¦Тип коллектора                                         
6. ¦Площадь нефтегазоносности, тыс. куб. м                 
7. ¦Средняя общая толщина,
8. ¦Средняя газонасыщенная толщина, м                      
9. ¦Средняя нефтенасыщенная толщина, м                     
10. ¦Средняя водонасыщенная толщина, м                      
11. ¦Пористость, %                                          
12. ¦Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.                
13. ¦Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.                
14. ¦Средняя нефтенасыщенность газовой шапки, доли ед.      
15. ¦Средняя насыщенность газом газовой шапки, доли ед.     
16. ¦Проницаемость, кв. мкм                                 
17. ¦Коэффициент песчанистости, доли ед.                    
18. ¦Коэффициент расчлененности, доли ед.                   
19. ¦Начальная пластовая температура, град. C               
20. ¦Начальное пластовое давление, МПа                      
21. ¦Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с             
22. ¦Плотность нефти в пластовых условиях, т/куб. м          ¦   ¦   ¦
23. ¦Плотность нефти в поверхностных условиях, т/куб. м      ¦   ¦   ¦
24. ¦Абсолютная отметка ВНК, м                               ¦   ¦   ¦
25. ¦Объемный коэффициент нефти, доли ед.                    ¦   ¦   ¦
26. ¦Содержание серы в нефти, %                              ¦   ¦   ¦
27. ¦Содержание парафина в нефти, %                          ¦   ¦   ¦
28. ¦Давление насыщения нефти газом, МПа                     ¦   ¦   ¦
29. ¦Газосодержание нефти, куб. м/т                          ¦   ¦   ¦
30. ¦Содержание стабильного конденсата, г/куб. м             ¦
31. ¦Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с               ¦   ¦   ¦
32. ¦Плотность воды в пластовых условиях, т/куб. м           ¦   ¦   ¦
33. ¦Средняя продуктивность, x 10 куб. м/(сут. x МПа)        ¦   ¦   ¦
34. ¦Начальные балансовые запасы нефти, млн. т               ¦   ¦   ¦
35. ¦(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГТП "Росгеолфонд")          ¦   ¦   ¦
36. ¦в том числе: по категории С1/С2                         ¦   ¦   ¦
37. ¦Начальные извлекаемые запасы нефти, млн. т              ¦   ¦   ¦
38. ¦(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП "Росгеолфонд")          ¦   ¦   ¦
39. ¦в том числе: по категории С1/С2                         ¦   ¦   ¦
40. ¦Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.                   ¦   ¦   ¦
41. ¦в том числе: по запасам категории С1/С2                 ¦   ¦   ¦
42. ¦Начальные балансовые запасы свободного газа, млн. куб. м¦   ¦   ¦
43. ¦(утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП "Росгеолфонд")          ¦   ¦   ¦
44. ¦в том числе: по категории С1/С2                         ¦   ¦   ¦
45. ¦Начальные балансовые запасы конденсата, млн. т          ¦   ¦   ¦
46. ¦Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.             ¦   ¦   ¦
47. L--------------------------------------------------------+---+----