1.6 Нефтегазоводоносность

Ключевое месторождение является весьма сложным по строению выделенных залежей нефти. Изученность месторождения крайне низкая. Керн во многих случаях из продуктивных пластов не отобран, коллекторские свойства пластов изучены недостаточно.

По имеющимся данным породы-коллекторы Васюганской свиты представлены линзами песчаных тел и алевролитов с высоким содержанием глинистого цемента. Открытая пористость изученных образцов керна изменяется в пределах от 11 до 21 %. Проницаемость по результатам анализов керна скважин находится в пределах 6–23 мД, по данным ГИС значение проницаемости принято 12,0 мД.

Ачимовский комплекс пород-коллекторов представлен невыдержанными по площади распространения песчаниками и алевролитами. Значения открытой пористости по данным анализов керна находится в пределах 13–22 %; по данным ГИС она составляет 12,4–22 %. При подсчете запасов пористость принята равной 19 %. Изученные образцы керна характеризуются низкими значениями проницаемости от 0,4 до 11,1 мД. По данным гидродинамических исследований скважины №1 проницаемость составила 25,9 мД, по данным ГИС она изменяется от 2 до 180 мД. При подсчете запасов нефти величина проницаемости принята равной 9 мД.

Характер насыщения пластов и их промышленная нефтегазоносность определены по результатам испытания скважин, данным комплексной интерпретации ГИС и редким данным анализов кернового материала.

При испытании ряда разведочных скважин на участке первоочередного бурения были отобраны глубинные и поверхностные пробы нефти. На основании анализа полученных результатов, а также пластовых давлений и газовых факторов, замеренных при относительно непродолжительном по времени опробовании пластов, установлено, что в пластовых условиях нефти месторождения имеют низкую вязкость. На основании обобщения данных по замерам газового фактора, замерявшегося на всех фонтанирующих объектах в процессе испытания скважин, выявлен его широкий диапазон изменения от 40 до 400 м³/м³; в интервале пласта Ю_1-2 в скважине № 28 и БВ₁ скважине № 2 значения газового фактора достигают до 800 м³/м³ и более. Все исследованные нефти по газосодержанию подразделяются на три типа:

- Нефти с относительно невысоким газовым фактором до 120 м³/м³;

- Нефти с газовым фактором 400–550 м³/м³;

- Объекты, где газ, возможно, находится не только в растворенном, но и в свободном состоянии; в нефтях этого типа значения газового факторов увеличиваются до 800–1000 м³/м³.

2 Аналитическая часть

2.1 Последовательность проведения и состав проектных работ

Совершенствование методов проектирования - один из путей выбора наиболее рационального варианта разработки нефтяных месторождений.

На основе обобщения результатов многолетнего опыта выработались определенные принципы и последовательность проектирования разработки нефтяных месторождений, а также требования, предъявляемые к методам геолого-промыслового и технико-экономического обоснования технологии разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются «Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

При подготовке месторождения к промышленной разработке и для проведения ее необходимы следующие документы, регламентирующие промышленное освоение месторождения:

а) план развития и размещения нефтедобывающей промышленности

района;

б) проект промышленной разведки месторождения нефти;

в) подсчет запасов нефти и газа;

г) план (проект) опытной или опытно-промышленной разработки

месторождения или его части;

д) технологическая схема разработки месторождения нефти;

е) проект разработки месторождения нефти;

ж) проект обустройства месторождения;

з) документы по авторскому надзору и анализу разработки нефтяных

месторождений.

В плане (проекте) опытной или опытно-промышленной эксплуатации обосновывают первоначальные мероприятия по добыче нефти и опытному применению метода воздействия на пласт для получения дополнительных данных о геолого-промысловых особенностях месторождения, необходимых при проектировании.

Планом опытной эксплуатации может предусматриваться бурение опережающих добывающих и нагнетательных скважин с проведением в них необходимого комплекса геолого-промысловых исследований. Это необходимо потому, что большинство месторождений характеризуется невыдержанностью толщины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

На месторождениях с большой площадью нефтеносности и на многопластовых месторождениях, разведка которых затягивается на продолжительное время, опытную эксплуатацию целесообразно начинать до окончания разведочных работ.

Документы по проектированию и анализу разработки нефтяных месторождений состоят из следующих основных разделов (глав):

1) геологическая характеристика залежи и геолого-промысловое

обоснование исходных данных для проектирования системы разработки;

2) технологическое обоснование вариантов систем разработки залежи;

3) обоснование способов бурения, вскрытия пластов и освоения скважин, организации буровых работ;

4) обоснование технологии и техники эксплуатации скважин;

5) технико-экономический анализ вариантов разработки и выбор рационального варианта;

6) обоснование применения методов воздействия на пласты с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи;

7) обоснование способов контроля и регулирования процесса разработки при реализации проекта разработки;

8) выбор и обоснование схемы обустройства района и месторождения для сбора и подготовки нефти, газа и воды;

9) меры по охране недр и окружающей среды;

10) краткая характеристика рекомендуемого варианта системы разработки месторождения;

11) заключение и выводы.

При проектировании разработки месторождения необходимо:

изучить геологическое строение месторождения и его свойства и подготовить исходные данные для проектирования;

определить на основе гидродинамических расчетов геолого-технические показатели разработки месторождения для различных вариантов, отличающихся системами воздействия (с включением новых методов и видов воздействия), схемами размещения добывающих скважин и др.;

рассчитать экономические показатели различных вариантов технологии разработки; выбрать рациональную систему разработки месторождения на основе комплексного геолого-промыслового, технологического и технико-экономического анализа рассмотренных вариантов.

На различных стадиях проектирования разработки нефтяных месторождений в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о свойствах пласта и флюидов и условиях эксплуатации скважин следует применять различные по сложности и точности методы расчетов технологических показателей при использовании различных методов воздействия на пласты.

Так, при подготовке проекта опытной эксплуатации, оценке добывных возможностей в процессе составления комплексного плана развития нефтедобывающего района, т. е. когда, как правило, исходных геолого-промысловых данных недостаточно и качество их невысокое, для определения технологических показателей можно рекомендовать наиболее простые методы расчета (приближенные).

1. Реальный неоднородный по проницаемости пласт схематизируется

серией прослоев различной проницаемости, отделенных непроницаемыми разделами бесконечно малой мощности (перетоки между слоями отсутствуют). Прослои различной проницаемости к и, в общем случае, толщины h вероятностно распределены по общей эффективной толщине пласта по определенному закону.

Модель слоисто-неоднородного по проницаемости прерывистого пласта преобразуется в расчетную схему-модель непрерывного неоднородного по проницаемости пласта с меньшей, чем в исходном реальном пласте, эффективной толщиной. Дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачу рассчитывают по каждому слою, после чего результаты суммируют по числу слоев (прослоев) во времени.

2. При сравнительно продолжительной разработке залежи нефти, когда выявились фактические зависимости изменения дебитов жидкости, нефти, пластовых и забойных давлений во времени, расчетную схему-модель неоднородного пласта можно построить по комплексным характеристикам неоднородности пластов, полученным на основе решения обратной задачи по известной истории разработки. В этом случае целесообразно использовать методы экстраполяции характеристик вытеснения.

В процессе составления схемы или проекта разработки одно- и многопластового объекта методы и последовательность расчетов технологических показателей разработки должны предусматривать:

учет неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости в соответствии с указанной расчетной схемой-моделью, различия вязкостей нефти и воды и изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть - вода, геометрию фильтрационного потока (фильтрация флюидов в системе скважин) в расчетах дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи до и после прорыва воды в скважины;

расчет дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи для одного элемента из группы скважин и суммирование результатов во времени в зависимости от вариантов по темпу и последовательности ввода скважин в эксплуатацию;

детальный расчет дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени (по годам) за основной период и укрупненный - за весь срок разработки по всем рассматриваемым при проектировании вариантам для каждого нефтяного горизонта и месторождения в целом;

установление технологически и экономически целесообразных обводненности и нефтеотдачи при отключении рядов скважин (рассматривают различные варианты по обводненности скважин при их отключении) и конечной нефтеотдачи по вариантам;

оптимальное распределение добычи жидкости и нефти во времени, рассчитанной по всем вариантам систем разработки многопластового месторождения в целом по отдельным объектам его эксплуатации (горизонтам) с помощью метода неопределенных множителей Лагранжа, линейного и динамического программирования;

обеспечение методов расчета технологических и экономических показателей разработки программами расчетов на ПК.

Аналогичные требования предъявляют и к обоснованию видов и способов бурения, технологии и техники добычи.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условии:

- осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости - пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

- балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн. т и газа до 3 млрд. м осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ нефть Роскомнедра;

- утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80 % категории С1 и до 20 % категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- изучены в степени достаточной для составления технологической схемы разработки месторождения состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия;

- оценены в районе разведанного месторождения сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

- имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

- составлены рекомендации по разработке мероприятий для предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

- утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

- получена лицензия на право пользования недрами.

Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляются в соответствии с действующим «Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений».

Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в условленном порядке Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер.

Технологическими проектными документами являются:

- проекты пробной эксплуатации;

- технологические схемы опытно-промышленной разработки;

- технологические схемы разработки;

- проекты разработки;

- уточненные проекты разработки (доразработки);

- анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

- дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

- дополнения к технологическим схемам разработки.

Уточнение или пересмотр запроектированных показателей разработки, не меняющие утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в:

- дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки;

- авторском надзоре за выполнением технологических схем проектов разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР Минтопэнерго РФ, а также территориальными комиссиями, создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

Технологическая схема (проект) разработки - технологический, технико-экономический и юридический правовой документ, предусмотренный для ввода нового месторождения в промышленную разработку и обустройства нового района месторождения.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин. Она составляется по данным разведки и пробной эксплуатации. В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химических, тепловыми и другими методами. Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70 % и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов.

В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически целесообразного коэффициента нефтеизвлечения.

Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80 %) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

Документы по авторскому надзору и анализу разработки предназначены для обобщения материалов, накапливаемых в процессе разработки месторождения, внесения необходимых коррективов в проектные решения и обоснования мероприятий по регулированию разработки, учитывающих детали геологического строения залежи и динамику протекающих в недрах процессов. Авторский надзор ведется в период реализации системы разработки в соответствии с утвержденными проектными документами. При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей принятым в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей. Превышение затрат над проектными в результате реализации мероприятий, предусмотренных анализами разработки, не должно превышать 10 - 20 %.

Если для достижения показателей разработки требуется резкое увеличение затрат по сравнению с проектными, следует разработать новый проект. Новый проект составляют вместо старого и в том случае, если необходимо резко изменить темпы разработки месторождении.