6.1. Требования к грр на этапе разработки месторождений

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

В процессе разработки залежи в скважинах, давших приток воды за контуром нефте- или газоносности, должны быть проведе­ны систематические наблюдения за изменением пластового давле­ния. Определение гидродинамической связи нефтегазосодержащих пластов необходимо проводить в соответствии с требованиями дей­ствующей «Инструкции по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин» (ВНИИ, 1982). Гидродинамическую характе­ристику и химический состав подземных вод месторождений сле­дует сопоставлять с аналогичными данными по другим месторож­дениям района; с учетом этого сопоставления должны быть оха­рактеризованы вероятные области питания и разгрузки, величины и направления изменения напоров вод, а также характер измене­ния химического состава подземных вод изучаемых водоносных горизонтов.

На разрабатываемых месторождениях нефти и газа (в том числе газовых, находящихся на стадии опытно-промышлен­ной разработки) в обязательном порядке должно проводиться всестороннее доизучение залежей эксплуатационными, а в необхо­димых случаях и разведочными скважинами:

— детальное и комплексное изучение керна с целью уточне­ния литологических особенностей, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и пород-покрышек;

— геофизические исследования скважин, рациональный комп­лекс которых определяется исходя из поставленных задач и кон­кретных геолого-геофизических условий;

— комплекс гидродинамических исследований, уточняющих коллекторские свойства пород, положение контактов газ-нефть-вода;

— изучение изменения пластового давления;

— изучение изменения текущих и годовых отборов продукции. Объем и качество проводимых исследований должны обеспе­чивать возможность проведения подсчета запасов нефти метода­ми материального баланса и статистическим, а запасов газа—ме­тодом падения давления и перевода их в более высокие кате­гории.

На месторождениях, введенных в разработку, должен про­изводиться перевод запасов категорий C₁ и С₂ в категории А и В по данным бурения и исследования эксплуатационных скважин, а в необходимых случаях — по данным доразведки.

Запасы категории А подсчитываются только на разраба­тываемых месторождениях (залежах), степень изученности кото­рых отвечает требованиям «Классификации», в границах залежи, а для части залежи — в границах, проведенных по эксплуатаци­онным скважинам.

Запасы категории В подсчитываются на разрабатывае­мых месторождениях (залежах), степень изученности которых от­вечает требованиям «Классификации», в границах залежи, а для части залежи - в границах, проведенных по эксплуатационным скважинам.

Подсчет запасов нефти залежей (месторождений), находящихся в разработ­ке, проводится объемным методом и методом материального баланса. Подсчет извлекаемых запасов нефти залежей, находящихся на поздней стадии разработки, может проводиться статистическим методом.

Для разра­батываемых залежей (месторождений) газа может применяться как объемный метод, так и метод падения давления при отсутст­вии резко выраженного водонапорного режима. При использова­нии этого метода должно быть определено изменение во времени приведенного пластового давления в зависимости от суммарного отбора газа, установлено снижение средневзвешенного пластового давления, оценено количество воды, поступившей в пласт за пери­од разработки месторождения.

При подсчете запасов на разрабатываемых месторожде­ниях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной газо- и нефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам нефтегазонасыщенных пород, рассмотреть конкретные причины происшед­ших изменений в запасах, их категорийности, объеме нефтегазонасыщенных пород, коэффициентах извлечения и других пара­метрах.