Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений презентация

«О недрах» N 2395-1 от 21.02.1992г. в последней редакции;
Лицензионное соглашение на право пользования участком недр;
ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр» утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003г. № 71, зарегистрированы министерством юстиции Российской федерации 18.06.2003г., регистрационный № 4718;
ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 г. N 56, зарегистрированы министерством юстиции Российской федерации 20.06.2003г., регистрационный № 4812;
«Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2016 г.;
РД 07-603-03 «Инструкция по производству маркшейдерских работ» утверждена постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 № 73.
РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений»;
приказ №254 Минприроды России от 08.07.2010 г. «Об утверждении требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья», зарегистрированный в Минюсте 17.09.2010 г. №18468 и вступивший в действие 22.10.2010 г.;
РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2000 г.
Дополнения к разделу 5 РД 153-39.0-047-00, «Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений», Москва, ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 г.
Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газовых месторождений, Москва, 2016 г..

почвенного слоя, а при его отсутствии - ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.
Закон регулирует отношения, возникающие в связи с геологическим изучением, использованием и охраной недр территории Российской Федерации, ее континентального шельфа, а также в связи с использованием отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, торфа, сапропелей и иных специфических минеральных ресурсов, включая подземные воды, рассолы и рапу соляных озер и заливов морей.
Закон содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования и охраны недр, обеспечивает защиту интересов государства и граждан Российской Федерации, а также прав пользователей недр.
Недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы являются государственной собственностью. Вопросы владения, пользования и распоряжения недрами находятся в совместном ведении Российской Федерации и субъектов РФ.
Участки недр не могут быть предметом купли, продажи, дарения, наследования или отчуждаться в иной форме.
Государственный фонд недр составляют используемые участки, представляющие собой геометризованные блоки недр, и неиспользуемые части недр в пределах территории Российской Федерации и ее континентального шельфа.

3) установление общего порядка пользования недрами и их охраны, разработка соответствующих стандартов (норм, правил), в том числе классификации запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых;
4) создание и ведение единой системы федерального и территориальных фондов геологической информации о недрах, распоряжение информацией, полученной за счет государственных средств;
5) государственная экспертиза информации о разведанных запасах полезных ископаемых, иных свойствах недр, определяющих их ценность или опасность;
7) составление государственного баланса запасов полезных ископаемых; государственный учет участков недр, используемых для добычи полезных ископаемых и строительства подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; ведение государственного кадастра месторождений и проявлений полезных ископаемых; государственная регистрация работ по геологическому изучению недр;
11) установление размеров и порядка взимания платы за геологическую информацию о недрах, а также утверждение соглашений на условиях раздела продукции;
12) координация научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, связанных с пользованием недрами;
16) государственный контроль за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, а также установление порядка его проведения;
Компетенция органов государственной власти субъектов РФ в сфере регулирования отношений недропользования
11) лицензирование видов деятельности, связанной с пользованием участками недр регионального и местного значения;

работы, геологическую съемку, инженерно-геологические изыскания, научно-исследовательские, палеонтологические и другие работы, направленные на общее геологическое изучение недр, геологические работы по прогнозированию землетрясений и исследованию вулканической деятельности, созданию и ведению мониторинга состояния недр, контроль за режимом подземных вод, а также иные работы, проводимые без существенного нарушения целостности недр;
2) геологического изучения, включающего поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, a также геологического изучения и оценки пригодности участков недр для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;
3) разведки и добычи полезных ископаемых, в том числе использования отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств;
4) строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

и иное значение (научные и учебные полигоны, геологические заповедники, заказники, памятники природы, пещеры и другие подземные полости);
6) сбора минералогических, палеонтологических и других геологических коллекционных материалов.
Недра могут предоставляться в пользование одновременно для геологического изучения (поисков, разведки) и добычи полезных ископаемых. В этом случае добыча может производиться как в процессе геологического изучения, так и непосредственно по его завершении.
Предварительные границы горного отвода устанавливаются при предоставлении лицензии на пользование недрами. После разработки технического проекта, получения на него положительного заключения государственной экспертизы, согласования указанного проекта с органами государственного горного надзора и государственными органами охраны окружающей природной среды документы, определяющие уточненные границы горного отвода (с характерными разрезами, ведомостью координат угловых точек), включаются в лицензию в качестве неотъемлемой составной части.
Пользователь недр, получивший горный отвод имеет исключительное право осуществлять в его границах пользование недрами в соответствии с предоставленной лицензией.

существенного нарушения целостности недр придается статус геологического отвода. В границах геологического отвода могут одновременно проводить работы несколько пользователей недр.
Пользование отдельными участками недр может быть ограничено или запрещено в целях обеспечения национальной безопасности и охраны окружающей природной среды.
Участки недр предоставляются в пользование на определенный срок или без ограничения срока. На определенный срок участки недр предоставляются в пользование для:
геологического изучения - на срок до 5 лет;
добычи полезных ископаемых - на срок отработки месторождения полезных ископаемых, исчисляемый исходя из технико-экономического обоснования разработки месторождения полезных ископаемых, обеспечивающего рациональное использование и охрану недр;
добычи подземных вод - на срок до 25 лет;

при выполнении им оговоренных в лицензии на пользование участком недр условий и необходимости завершения разработки месторождения полезных ископаемых или выполнения ликвидационных мероприятий.
Предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии, включающей установленной формы бланк с Государственным гербом Российской Федерации, а также текстовые, графические и иные приложения, являющиеся неотъемлемой составной частью лицензии и определяющие основные условия пользования недрами.
Лицензия удостоверяет право проведения работ по геологическому изучению недр, разработки месторождений полезных ископаемых, использования отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, использования недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, образования особо охраняемых геологических объектов, сбора минералогических, палеонтологических и других геологических коллекционных материалов
B случае значительного изменения объема потребления произведенной продукции по обстоятельствам, независящим от пользователя недр, сроки ввода в эксплуатацию объектов, определенные лицензионным соглашением, могут быть пересмотрены органами, выдавшими лицензию на пользование участками недр, на основании обращения пользователя недр.

понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой).
По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ΔVн=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (Δ Vн>0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< Δ Vн ≤ 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < Δ Vн ≤ 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Δ Vн≤ 0,25).

тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
— сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
— очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного н очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:
— уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. м3 газа;
— крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;
— средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. м3 газа;
— мелкие, содержащие от 5 до 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. м3 газа;
- очень мелкие, содержащие менее 5 млн.т нефти.

называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.
Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).
При проектировании выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
— резервный фонд скважин;
— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
— оценочные скважины;
— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
— скважины-дублеры.
Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, их количество обосновывается в проектных документах с учётом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются: наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи; пьезометрические—для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

(залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.
Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.
Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.
К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).
К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.
К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

пользование недрами, на основании запасов УВ, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.
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 недропользователя недр в соответствии с условиями лицензии и требований законодательства Российской Федерации о недрах.
Проектные технологические документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедр).
В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:
проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины и проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины (утверждается в территориальных агентствах)
проект пробной эксплуатации месторождения (залежи),

дополнение к нему.
ППЭ составляется для месторождений на срок до трех (пяти) лет.
.
Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов уллеводородноrо сырья (УВС) и построения геологической модели (ГМ) 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, ППЭ не составляется.

Технологические схемы разработки составляются для вводимых в разработку месторождении 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.
Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется ком­плекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.

представление о геологическом строении после разбуривания;
необходимо изменить эксплуатационные объекты;
необходимо совершенствование запроектированной системы разработки;
необходимо совершенствование технологии воздействия на пласты;
завершение выработки запасов по действующему документу и необходимость применения новых методов;
отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня свыше допустимого

разбуривание месторождения (залежи);
— рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов;
— недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков месторождения (залежи), приводящей к потерям балансовых запасов;
— осуществление доразведки месторождения;
— обоснованное выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки.

Технологические документы служат основой для состав­ления проектов обустройства и реконструкции обустройства место­рождений, объемов буровых работ.

Исходной первичной информацией для составления про­ектных документов являются данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуата­ции или опытно-промышленной разработки залежей или предста­вительных участков.

объектов в разработку;
— выбор способов и агентов воздействия на пласты;
— системы размещения и плотности сеток добывающих и на­гнетательных скважин;
— способы и режимы эксплуатации скважин;
— уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;
— вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
— вопросы, связанные с особенностями применения физико-хи­мических, тепловых и других методов ПНП;
— выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
— мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
— требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
— требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;
— требования и рекомендации к конструкциям скважин и про­изводству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
— мероприятия по контролю и регулированию процесса раз­работки;
— комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
— специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
— объемы и виды работ по доразведке месторождения;
— вопросы, связанные с опытно-промышленными испытания­ми новых технологий и технических решений, маркшейдерского обеспечения, проектирование водозабора.

коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси с глинами и аргиллитами.
Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. По минералогическому составу терригенные коллекторы де­лятся на кварцевые и полимиктовые.
Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности обладают так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы, пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям.
Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью и проницаемостью вследствие вторичного изменения порового пространства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью цементации среднезернистой породы.
Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонатные коллекторы представляют собой сильно перекристаллизованные пелитоморфные породы, обычно называемые матрицами, которые обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтрационными свойствами. Карбонатные коллекторы осложнены трещиноватостью различного происхожедения.

- расчлененностью непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по простиранию. Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вызывают неравномерность потоков жидкости и помехи для извлечения нефти, снижающие охват пластов рабочим агентом.
Расчлененность пластов в нефтепромысловой геологии принято выражать различными коэффициентами – песчанистости, расчлененности, непрерывности и др.

скважинах п
к числу скважин N


Коэффициент песчанистости Кп - это отношение суммы толщин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта во всех скважинах Н:




Коэффициент непрерывности пластов Кн есть отношение суммы толщин проницаемых пропластков, встречаемых во всех скважинах (по корреляции, hi непр), к сумме толщин всех выделенных проницаемых слоев, линз и пропластков во всех скважинах h:

вод;
горное давление - вес вышележащих горных пород;
давление газовой шапки;
силы упругости нефти, газа, воды и породы;
гравитационные силы;
капиллярные силы (натяжение смачивания) между флюидами и породой;
молекулярные силы между флюидами и породой.
При нарушении природного равновесия этих сил в результате вскрытия пласта и снижения давления начинается сложнейшее их проявление - преобладание одних и подавление других и, как следствие, движение жидкостей и изменение насыщенности пористой среды.
Режимы вытеснения нефти:
естественные (первичные): упругий – изменение объема породы и флюидов под действием давления, зависит от величины сжимаемости; растворенного газа – вытеснение за счет энергии расширения газ при снижении давления ниже давления насыщения; упруго-водонапорный – напор контурных вод; расширения газовой шапки – перемещение газо-нефтяного контакта, гравитационный - существенный приток нефти только в случае большой толщины нефтяного слоя, боль­шого наклона высокопроницаемого пласта и свободной поверхности нефти, могут играть очень большую роль при других режимах;
искусственные (вторичные): различные виды поддержания пластового давления закачкой воды, газа, водогазовое смеси.

в целом для запасов категорий С1+ С2 по разведанным, для категорий А+В1+В2 по разрабатываемым месторождениям.
Для эксплуатационных объектов (залежей), границы которых выходят за пределы лицензионных участков, коэффициенты нефтеизвлечения определяются как в целом по эксплуатационным объектам (залежам), так и в границах лицензионных участков и за его пределами.
Для уникальных и очень крупных месторождений нефти при наличии в них обширных водонефтяных, подгазовых зон или отдельных участков продуктивных пластов с коллекторскими свойствами, существенно отличающимися от основной части залежи, КИН может обосновываться как для залежи в целом, так и для каждой зоны или участка.
Расчетный срок (период) разработки – время, прошедшее с начала ввода в эксплуатацию месторождения (эксплуатационного объекта, залежи) до отключения последних скважин эксплуатационного фонда по ограничивающим критериям при наиболее полном охвате залежей процессом вытеснения.

извлекается из скважин самоизливом;
компрессорный (газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа, вводимого
в скважину извне;
3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления, глубины залегания пласта, вязкости нефти, газового фактора, дебита жидкости.

Статистика по используемым способам эксплуатации скважин в России

Примечание: УЭЦН – установка электроцентробежного насоса;
ШСН – штанговые скважинные насосы;

расчетов, обоснования заложения новых скважин, отслеживания в динамике выработки остаточных запасов, прогнозирования добычи нефти и газа, составления проектных документов, планирования ГТМ и т.д.
Результаты моделирования представлены набором карт и цифровых геологических сеток, отображающих геометрию коллектора, распределение прогнозируемых ФЕС и запасов в целевых объектах.
При построении геологической модели потребовалось выполнение следующих основных этапов:
1. Подготовка данных для построения структурного каркаса и параметрической модели. Основными исходными данными для построения цифровой геологической модели являются:
1.1 Сейсмические данные (структурные поверхности по основным отражающим горизонтам);
1.2 Координаты скважин;
1.3 Траектории (инклинометрия) скважин;
1.4 Результаты обработки данных ГИС (оцифрованный каротаж по всем скважинам в виде las-файлов; детальная корреляция – пространственное выделение продуктивных пластов в каждой скважине; дискретные параметры – индексы литологии, насыщения, параметры, определяемые в прослоях коллекторов, такие как пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность; данные о флюидных контактах);
1.5 Геолого-промысловые данные (интервалы перфорации, привязанные ко времени проведения работ; результаты испытаний и эксплуатации;
1.6 Общие сведения:
- построение структурного каркаса геологической модели;
- построение куба литологии, NTG и на их основе получение карт эффективных толщин в целом по коллектору и по продуктивной части пласта;
- построение цифровых сеток петрофизических параметров (включает построение кубов пористости, насыщенности, проницаемости).

моделей пластов

При ремасштабировании параметры пористости, нефтенасыщенности осредняются по ячейкам сетки, проницаемость рассчитывается на основе тензора проницаемости по направлениям, геологические запасы по пластам не должны расходится более чем на 5% с числящимися на балансе.

давления по скважинам за всю историю разработки по месяцам, адаптация ведется изменением абсолютной проницаемости, ОФП, анизотропии, скин-фактора, активности водоносного горизонта.
Расхождение расчет-факт по накопленной нефти не должно превышать 5%, годовой добычи нефти не более 10%, добыча нефти по 80% высокопродуктивных скважин не более 20%.

закачке

продуктивных пластов в разрезе;
- наличие выдержанных надёжных гидродинамических разделов между ними;
- тип коллекторов;
- латеральная и вертикальная неоднородность продуктивных пластов;
- идентичность ФЕС;
- идентичность свойств пластовых флюидов;
- энергетические режимы залежей;
- отметки ВНК, ГНК, их изменение по площади;
- начальные и текущие пластовые давления;
- запасы нефти и газа, степень их выработанности.
Общим требованием при объединении различных пластов в один эксплуатационный объект является обеспечение условий равномерной выработки запасов, совпадение сроков их ожидаемого обводнения.

вариантов разработки зависит от стадии разработки месторождения, необходимости проработки технологических решений и вида проектного документа (обоснования ТЭО КИН).
При формировании вариантов разработки эксплуатационных объектов месторождения учитывается сложившаяся система разработки и мероприятия, необходимые для вовлечения не охваченных запасов нефти и газа.
Кроме того, при формировании вариантов по объектам разработки предусматриваются методы ПНП и ИДН, разрабатываются принципиальные моменты реализации ОПР (в случае необходимости).
Основная задача при обосновании вариантов разработки – поиск технологических решений, направленных на достижение максимальной добычи нефти при экономической эффективности разработки месторождения в целом.

разработки нефтяных месторожде­ний, проектирование их внедрения ведется в рамках общего проекта разра­ботки.
При проектировании разработки необходим дифференцированный подход к высокопродуктивным и малоэффективным месторождениям, содержащим в основном трудноизвлекаемые запасы нефти. Последние требуют применения новых технологий уже с самого начала освоения месторождения, так как без этих методов вовлечь запасы в активную разработку обычно не удается. Но во всех случаях необходимо приоритетное освоение месторождения с применением гидродинамических методов в комплексе с методами ОПЗ. При невозможности -предусмотреть применение современных третичных МУН.
Высокопродуктивные объекты следует осваивать с применением гидродинамических методов. Третичные МУН следует широко применять в конце второй - начале третьей стадии разработки, когда на участке воздействия уже сформировалась внутрипластовая динамика потоков нагнетаемой воды, когда определятся направления обводнения залежи и скважин. Поскольку имеющийся арсенал МУН в основном работает на увеличение коэффициента охвата, то эти методы эффективно применять многократно при обводнении скважин за счет прорыва воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам.
Роль и значение МУН зависят от стадии разработки месторождения. Если в первой и второй стадиях разработки МУН не играет решающей роли в системе разработки высокопродуктивных объектов, то в поздней стадии внедрение МУН является основным элементом разработки, позволяющим обеспечить рентабельную разработку месторождения и повышение нефтеизвлечения.

и адресности применения, охватывающей все нагнетательные и добывающие скважины объектов, подходящих по геолого-физическим условиям к применению тех или иных МУН;
-во внедрении МУН по т.наз. системной технологии с обязательной регулярностью (не реже одного раза в 1,5-2,5 года в зависимости от мощности применяемого МУН);
-в обязательной закачке в пласт необходимого расчетного объема реагентов, комплексированием и периодической сменой закачиваемых составов;
-объемы закачанных реагентов в скважины должны быть достаточны для воздействия на весь объем залежи (блока, участка);
-в повышении нефтевытесняющей способности закачиваемых растворов во времени;
- в непрерывном совершенствовании геолого-физических критериев эффективного применения МУН с целью повышения качества подбора технологий для конкретных условий участков залежей;
-совершенствовании применяемых и создании новых технологий с учетом техногенного изменения геолого-физических характеристик объектов в процессе разработки;
- во внедрении МУН в соответствии со специальными проектами, составленными на основе моделирования процессов воздействия на геолого-гидродинамических моделях.

не обязательно (так как здесь МУН еще не стали обязательным и решающим элементом системы разработки), то в поздней стадии необходимо жестко требовать выполнения вышеизложенных условий.
Увеличение мощности применяемых МУН должно обеспечиваться за счет широкого комплексирования различных технологий (физических с физико-химическими, волновых с тепловыми и газовыми, физических с микробиологическими и т.д.).
При проектировании разработки малоэффективных месторождений необходимо с самого начала применить новые технологии, повышающие темпы разработки и обеспечивающие на этой основе рентабельную разработку. Эго существенно улучшает экономические показатели разработки. Если и в данном случае не удается достичь приемлемых экономических показателей, то следует рассчитать варианты льготного налогообложения. Все эти меры позволят ввести в рентабельную разработку практически все открытые месторождения с ТЗН.

разработки, в которых в обязательном порядке рассчитывается вариант с МУН;
-по технологическим схемам разработки месторождений, эксплуатация которых традиционными методами заводнения невозможна по причине не­ соответствия геологических условий критериям применимости последних, или без применения МУН нерентабельна;
-на разрабатываемых с применением заводнения месторождениях для повышения эффективности заводнения может составляться технологическая схема опытно-промышленных работ с целью испытания и дальнейшего тиражирования новых технологий;
-на разрабатываемых без применения заводнения месторождениях - техсхема проведения ОПР с дальнейшим расширением на все месторождения;
-на длительно разрабатываемых с заводнением месторождениях может составляться технологическая схема применения каких-либо МУН на все месторождения или отдельные его участки (если их внедрение основным проектом разработки не предусматривалось).

заводнения в настоящее время обязательно рассчитывается вариант с применением МУН. Эта техсхема утверждается в установленном порядке, после чего реализуется нефтяной компанией.
На месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых традиционными методами находится на грани рентабельности, приходится с самого начала проектировать применение МУН. Это в основном касается тепловых и газовых МУН. Но иногда проектируются и физико-химические в комплексе с гидродинамическими МУН. При этом применяются МУН, которые ранее в этих геологических условиях не использовались, а также апробированные на аналогичных объектах с обязательной адаптацией технологий к конкретным геолого-физическим условиям.

Сибири и Татарстана подтверждено преимущество этой технологии перед бессистемной, выборочной организацией работ по внедрению новых технологий на нефтяных месторождениях. Все МУН на стадии промышленного внедрения необходимо применять с выделением участков, разрабатываемых с помощью системного внедрения одного или комплекса МУН. Это дает синергетический эффект от применения данных технологий.
Анализ длительного применения разнообразных МУН в различных геологических условиях показывает решающее значение природных характеристик месторождений и адаптированность конкретных методов к конкретным геологическим условиям месторождений. Поэтому решающее значение приобретает подбор наиболее эффективных для данных условий методов. Проблема важнейшая, но общепринятых методов и рекомендаций подбора МУН для залежей (участков, блоков) с конкретными геолого-физическими характеристиками пока нет.

применении на основе обоснованных проектных решений, рассмотренных и утвержденных в установленном порядке на комиссиях по разработке нефтяных месторождений. При этом для месторождения должен быть утвержден единый проектный документ, обосновывающий применение тех или иных МУН по системной технологии с расчетом технико-экономических показателей по годам. А при необходимости в дальнейшем в рамках данного проекта можно составлять отдельные документы по небольшим участкам.
Это будет способствовать существенному повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.

любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния ПЗП зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.
Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт.
В процессе добычи нефти пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через ПЗС добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины, увеличения системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь.
Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы целесообразно применять в случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Механические методы эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.
Тепловые методы целесообразны, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.
Выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

от ГРП