Реферат: Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

Приложение к

приказу МПР России

от 21.03.2007 г. № 61


Методические рекомендации по проектированию разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений


Москва, 2007

Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее – Рекомендации) подготовлены на основе Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИнефть)» с участием ведущих специалистов нефтяных компаний и предприятий, отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов.


Составители:

от ВНИИнефть – Л.Д.Америка, Б.Т.Баишев, С.А.Жданов.

от НИПИ нефти и газа РАЕН – В.И.Дзюба, О.Ю.Шаевский.

от ТО «СургутНИПИнефть» – В.А.Абрамов, В.А.Афанасьев, А.Ю.Батурин, В.А.Ефимов, В.П.Майер, Г.А.Малышев, Н.Н.Минченков, М.А.Николаева, М.В.Салмин, М.Г.Скрипунов, В.П.Сонич, В.А.Туров, Д.Н.Шмелева, А.Н.Юрьев.

МПР России – А.Г. Губарев.

от Роснедра – Е.Г.Коваленко, П.А.Хлебников.

от ЦКР Роснедра – В.Ф.Базив, В.З.Лапидус, В.М.Малюгин, Н.С.Пономарев.

от ОАО «ЛУКОЙЛ» – В.В.Гузеев, А.Ю.Коршунов.

от ТО ЦКР Роснедра по Республике Татарстан – Р.Х.Муслимов.

от ГП ХМАО «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» – И.П.Толстолыткин.

от Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО-Югры –
В.Ф.Панов.

от ФГУ «ГКЗ» – Е.Г.Арешев.

от ООО «Геопроект»– Е.В.Лозин.


^ Руководители работы: Ю.Е.Батурин, П.А.Бродский, Н.Н.Лисовский, В.Е.Цой.


При составлении учтены замечания и предложения нефте- и газодобывающих производственных предприятий, научно-исследовательских, проектных институтов и других организаций.

Содержание

1 Общие положения 5

^ 2 Виды проектных технологических документов на разработку месторождений 6

3 Общее содержание проектных технологических документов 8

4 Техническое задание 10

5 Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах 12

^ 6 Состав проектного технологического документа на разработку месторождений 14

8 Авторский надзор за реализацией технологических схем,
проектов разработки и дополнений к ним 40

Сокращения 47



^ Общие положения



Настоящие Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее – Рекомендации), разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; 2001, № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст.2174; 2004, № 27, ст.2711; 2004, № 35, ст.3607; 2006, № 17 (1 ч.) ст. 1778; 2006, № 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. № 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 31, ст.3260; 2004, № 32, ст.3347; 2005, № 52 (3 ч.), ст. 5759; Российская газета, 2006, № 291), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 26, ст.2669, 2006, № 25, ст.2723).

Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.

В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах», разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными технологическими документами.

Проектные технологические документы на разработку месторождений должны:

обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;

иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов;

предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.

Проектные технологические документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).
^ Виды проектных технологических документов на разработку месторождений
2.1 В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

технологические схемы разработки и дополнения к ним,

проекты разработки и дополнения к ним,

технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее – авторский надзор).

Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений на срок до трех лет, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы разработки.

Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи.

При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется.

Технологические схемы разработки составляются для вводимых в разработку месторождений и служат для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства.

Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.

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

В проектах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС.

Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ – до 7 лет.

Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.

Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

Проектные технологические документы по разрабатываемым месторождениям могут составляться на любой стадии разработки. Сроки их действия определяются при рассмотрении и согласовании.

Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку;

необходимость изменения 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 и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС;

отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого, предусмотренного настоящими Рекомендациями.

Для всех видов проектных технологических документов показатели рекомендуется рассчитывать на весь проектный период разработки, определяемый в данном документе.

В рекомендуемом расчетном варианте разработки месторождения за проектный период должна достигаться добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения разведочным и эксплуатационным фондом скважин пользователь недр вводит в разработку запасы категории С2 с обоснованием их перевода в категорию С1 и постановкой на государственный баланс в установленном порядке.

С даты согласования нового проектного технологического документа показатели разработки из ранее выполненных документов отменяются.



^ Общее содержание проектных технологических документов

3.1 Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:

передовой отечественный и зарубежный опыт;

современные достижения науки и техники;

практику разработки месторождений;

современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.

В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчётных вариантов разработки месторождения.

Расчётные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объёмами методов повышения нефтеотдачи.

Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов.

В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.

Прогнозными показателями расчётного 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. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Эти скважины разбуриваются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.

Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе рассчитанных технологических показателей.

Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации» на соответствующий период.

Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений шельфа, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.

Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.

Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

дисконтированный поток денежной наличности,

индекс доходности,

внутреннюю норму возврата капитальных вложений,

период окупаемости капитальных вложений,

капитальные вложения на освоение месторождения,

эксплуатационные затраты на добычу нефти,

доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.

Выбор рекомендуемого для реализации варианта разработки проводится путем 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 проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.

Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже таблице.


Проектная годовая добыча нефти,

млн.т.

Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной,

%


до 0,025


50,0

от 0,025 до 0,05

40,0

от 0,05 до 0,10

30,0

от 0,1 до 1,0

27,0

от 1,0 до 5,0

20,0

от 5,0 до 10,0

15,0

от 10,0 до 15,0

12,0

от 15,0 до 20,0

10,0

от 20,0 до 25,0

8,5

от 25,0 до 30,0

7,5


Отклонение уровней добычи для ППЭ и технологических схем ОПР не лимитируется.

В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).

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



^ Техническое задание



Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, согласованное в установленном порядке.

В технических заданиях рекомендуется указывать:

цель составления проектного технологического документа;

запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении, 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;

год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;

намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;

порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

инфраструктура в районе работ;

источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

коэффициенты использования скважин;

рекомендации по использованию нефтяного газа;

требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;

сроки составления проектного документа.

Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать:

глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;

вид транспорта продукции – танкеры, трубопровод на берег;

другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объёмы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту.

Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия – пользователя недр.

Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.
^ Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах



К исходной информации при составлении проектного технологического документа рекомендуется относить:

лицензию на пользование недрами;

техническое задание на проектирование;

составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы и протоколы рассмотрения;

сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов,

результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

подсчеты запасов УВС и ТЭО КИН;

результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

среднерегиональные размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных);

прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в «Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации…» на соответствующий период,

величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.

В проектных технологических документах обосновывается следующее:

выделение эксплуатационных объектов;

порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ);

системы размещения и плотности сеток скважин;

уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

мероприятия по использованию нефтяного газа;

конструкции скважин, технология их проводки, заканчивания и освоения;

способ подъема жидкости из скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

системы сбора и подготовки нефти;

системы поддержания пластового давления (ППД);

объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

комплексы, объем, периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.

К исходной информации для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов рекомендуется относить:

лицензию на пользование недрами;

техническое задание;

материалы последнего подсчета запасов УВС и ТЭО КИН;

последний проектный технологический документ на разработку месторождения;

фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа;

материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа.

В авторских надзорах анализируется состояние реализации проектных технологических документов за рассматриваемый период. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе:

распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда);

отмена ранее утвержденной сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда);

применение методов регулирования разработки месторождения:

а) выравнивание профиля притока жидкости или приемистости,

б) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах,

в) перенос интервала перфорации,

г) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой,

д) одновременно-раздельная эксплуатация скважин,

е) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и зарезка боковых стволов,

ж) проведение гидроразрывов пластов.
^ Состав проектного технологического документа на разработку месторождений



Проектный технологический документ на разработку месторождений, как правило, включает в себя следующие структурные элементы и разделы:

титульный лист;

список исполнителей;

реферат;

содержание;

список основных таблиц;

список основных рисунков;

список табличных приложений;

список графических приложений;

введение;

общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование;

состояние геолого-физической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование;

геолого-физическая характеристика продуктивных пластов;

состояние разработки месторождения;

цифровые модели месторождения;

проектирование разработки месторождения;

методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;

технико-экономический анализ проектных решений;

конструкции скважин, производство буровых работ, геофизические и геолого-технологические исследования скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин;

технология и техника добычи нефти и газа;

контроль и регулирование разработки месторождения;

программа доразведки и исследовательских работ;

охрана недр на месторождении;

заключение;

список использованных источников;

текстовые приложения;

графические приложения.

Элементы "Термины и определения", "Сокращения" приводят при необходимости.

В проектный технологический документ могут помещаться рисунки и графические приложения из «Списка основных рисунков и графических приложений» (Приложение А), таблицы из «Списка основных таблиц» (Приложение Б). В проектные технологические документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ.




В проектный документ помещаются только результаты лабораторных и промысловых исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы в те или иные приложения.


^ 7 Содержание разделов проектных технологических документов


В реферат включаются следующие сведения:

объём проектного технологического документа, количество иллюстраций, таблиц, приложений, использованных источников;

перечень из 10-15 ключевых слов или словосочетаний из текста проектного технологического документа, в наибольшей степени характеризующих его содержание.

В реферате дается краткое описание строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласты флюидов, описание этапов проектирования, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики рассматриваемых вариантов разработки и рекомендуемых решений.


Введение содержит:

обоснование постановки работы, основные цели и задачи проектирования;

наименование организации-недропользователя и оператора работ на месторождении;

номер, дата выдачи и вид лицензии на право пользования недрами, срок действия лицензии;

основные условия пользования недрами, установленные в лицензии;

краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения (организации-проектировщики и руководители работ, номера протоколов и даты утверждения предыдущих проектных технологических документов);

краткие сведения по истории разработки месторождения.




В разделе "Общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование" приводятся следующие данные:

географическое и административное положение месторождения, инфраструктура (ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, разрабатываемые месторождения нефти и газа, магистральные нефте- и газопроводы, автомобильные дороги и расстояния до них);

природно-климатические условия (гидрография, геоморфология, геокриологические условия, заболоченность, лесистость и др.);

сведения по сейсмичности района, энергоснабжению и источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами;

обзорная схема расположения проектируемого и окружающих его месторождений, населенных пунктов, рек, озер, болот, охранных зон, существующих автомобильных и железных дорог, линий электропередач, нефте- и газопроводов.




В раздел "Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование" рекомендуется включать следующие подразделы:




Основные этапы геолого-разведочных работ.

Кратко излагается история изучения и открытия месторождения, приводятся основные результаты геологоразведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах.


Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение.

Приводятся сведения об объемах буровых разведочных работ и бурении скважин эксплуатационного фонда на месторождении. Указывается количество пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и их текущее состояние.


Отбор и исследования керна.

Объем лабораторных исследований керна по месторождению представляется в форме таблицы 1 (см. Приложение В, далее по тексту все ссылки на таблицы из Приложения В). В таблице рекомендуется приводить сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований керна. Анализируется каждый проектируемый объект с указанием количества изученных скважин. Для каждого объекта рекомендуется приводить сведения о выборке лабораторных исследований керна в интервале пласта вне зависимости от характера насыщения и фильтрационно-емкостных параметров.

Даются комментарии к таблице, которые содержат вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.


Геофизические исследования скважин в процессе бурения.

Даются сведения о комплексе ГИС по типам скважин и его выполнении.


Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин.

Содержит сведения об объёмах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин.


Гидродинамические исследования скважин.

Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 2). Для этого собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин за период с начала опробований скважин по текущую дату.


Лабораторные исследования пластовых флюидов.

Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения.

Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в форме таблиц 3-8.

Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Предлагаются планы-графики дальнейших работ по каждому виду исследований.


7.5 Раздел "Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов" включает следующие подразделы:


Геологическое строение месторождения и залежей.

Характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез.

Приводится краткий комментарий к структурно-тектонической карте региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения.

Дается характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов. Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке. Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 9-10.

При необходимости на рисунках или в графических приложениях приводятся характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность).

Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.

Приводятся сведения о гидрогеологических условиях: данные о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов.

При наличии в контуре месторождения многолетнемерзых пород дается их распространение по площади и разрезу, приводятся сведения об особенностях взаимодействия с осадочными горными породами.


Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов.

Дается литологическая характеристика пород: описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.

Характеризуются фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом.

Дается общая характеристика фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов.

Для описания деформационных свойств пластов и покрышек приводятся результаты определений скорости распространения продольных и поперечных волн при условиях, моделирующих пластовые. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта.

В тексте приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород. Дается анализ полученных результатов.

Дается характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований при условиях, моделирующих пластовые. Приводятся результаты определения критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ». Характеристики вытеснения нефти (газа) рабочим агентом представляются в таблицах (табл. 11, 12).

Для характеристики коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин в раздел рекомендуется включать:

сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов;

сведения по определению коэффициента пористости;

сведения по определению проницаемости;

сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Подсчётные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14.

На основании результатов гидродинамических исследований скважин
(табл. 2) в разделе приводятся средние значения гидродинамических параметров пластов и интервалы их изменения. Дается общая характеристика распределения фильтрационных свойств пласта по ГДИС и обоснование основных результирующих параметров (проницаемости, забойного и пластового давлений, скин-фактора).

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится в таблице (табл. 9).


Свойства и состав пластовых флюидов.

В подраздел рекомендуется включать:

диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 3, 4);<