А. В. Распопов, В. А. Мордвинов ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В техническом задании приводится также перечень дополнительных вопросов, которые интересуют заказчика.

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

-глубины моря, расстояния до берега, ледовую обстановку;

-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, объемы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

Техническое задание, составленное на предприятии-заказчике, согласовывается с проектной организацией и утверждается руководством органи- зации-недропользователя.

Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации документацию по подсчетам запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протоколы ее рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.

1.5. Стадии проектирования разработки нефтяных месторождений

Процесс разработки нефтяного месторождения включает в себя стадии его разбуривания и промышленного освоения, т. е. извлечения определенной части геологических запасов нефти. На начальных этапах этого процесса имеется ограниченный объем данных, характеризующих объект разработки,— нефтяную залежь или месторождение в целом. Поэтому проектирование разработки осуществляется в несколько этапов, количество которых зависит от размеров месторождения, величины извлекаемых запасов нефти и других факторов. Технологическими проектными документами являются:

-проекты пробной эксплуатации;

-технологические схемы разработки и дополнения к ним;

-проекты разработки и дополнения к ним;

-технологические схемы опытно-промышленной разработки (опытнопромышленных работ на отдельных участках и залежах);

-авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним.

Для конкретного месторождения за весь период его разработки и эксплуатации может составляться лишь часть из перечисленных проектных документов.

Дополнения к технологическим схемам и проектам разработки составляются в случае получения новых геологических данных, существенно изменяющих представление о геологических запасах месторождения, базовых эксплуатационных объектах, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий. В по-

11

рядке исключения могут быть также составлены промежуточные технологические документы.

На этапе разведочных работ можно составить планы пробной эксплуатации разведочных скважин.

2. СОСТАВ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

2.1. План пробной эксплуатации разведочных скважин

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения их продуктивности, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, геолого-физических характеристик пластов. Такие планы и программы составляются, как правило, на 1 год и подлежат согласованию с местными органами Ростехнадзора РФ сроком на 1 год.

Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется предприятием, осуществляющим работы по освоению нефтяного месторождения.

2.2. Проект пробной эксплуатации

Под пробной эксплуатацией месторождений, залежей или их отдельных участков следует понимать временную эксплуатацию разведочных скважин, а также специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

Проект пробной эксплуатации (ППЭ) составляется для месторождений или отдельных продуктивных объектов на срок до 3 лет, когда имеющихся исходных данных недостаточно для составления технологической схемы.

Технико-экономические расчеты выполняются не менее чем на 20летний период для оценки технологических показателей разработки и экономической целесообразности проекта.

Основными задачами проекта являются уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов и содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов, оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата на месторождении.

В проекте пробной эксплуатации обосновываются:

а) предварительная геолого-технологическая (геологогидродинамическая) модель;

б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

в) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, которые необходимо пробурить в пределах разведанного контура с запасами категории С1 (в отдельных случаях и С2), интервалы отбора керна из них;

12

г) комплекс опытно-промысловых работ, виды гидродинамических и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых:

-для уточнения положения ВНК, ГНК, толщины продуктивных пластов, коэффициентов продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, получения данных для обоснования рациональных депрессий и репрессий;

-изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;

д) основные ожидаемые значения показателей по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды по объекту разработки или в целом по месторождению.

Ключевое место в «Проекте пробной эксплуатации» отводится программе проведения исследовательских работ.

2.3. Технологическая схема

Технологическая схема — проектный документ, определяющий, с учетом экономической эффективности, принципы воздействия на пласты и основные положения системы промышленной разработки месторождения.

Документ может составляться без этапа ППЭ, если объем исходной информации достаточен для его составления.

Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований керна, пластовых флюидов и процессов воздействия на продуктивные пласты, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков. Состав и глубина проработки разделов определяются требованиями технического задания на проектирование и нормативными документами.

Технологическая схема разработки является первым проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения при полной выработке извлекаемых запасов.

Технологические схемы разработки составляются в расчете на запасы

категорий А, В, С1 и С2.

В технологических схемах разработки залежей, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.

Технологические показатели разработки запасов категории С2 рассчитываются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения в целом, развития инфраструктуры, объемов буровых работ.

Кроме основного фонда эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые

13

не вовлекаются в разработку основным фондом и выявляются в ходе реализации проектных решений. Количество резервных скважин может составлять до 10–25 % основного фонда в зависимости от прерывистости пластов, плотности сетки скважин и других факторов.

2.4. Проект разработки

Проект разработки — основной проектный документ, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по наиболее полному извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.

Проект разработки составляется обычно после разбуривания не менее 70 % основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. По сравнению с технологической схемой данный документ характеризуется большей глубиной проработки отдельных вопросов. При этом в резервный фонд закладывается до 10 % от общего фонда скважин, обосновывается количество скважин-дублеров. Их бурение предусматривается для замены скважин, фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших в полной мере свое предназначение.

2.5. Технологическая схема опытно-промышленной разработки

Целью опытно-промышленной разработки (ОПР) залежей или участков залежей следует считать промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого нефтяного или газонефтяного месторождения с учетом экономической эффективности.

Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам ОПР, составляемым как для разведываемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки.

Участок (или залежь) для проведения опытно-промышленной разработки выбирается таким образом, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов, не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).

Втехнологической схеме ОПР обосновываются:

1)адресная геолого-технологическая модель (статическая);

2)комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;

3)необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время (график) их бурения;

4)потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;

14

5)уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;

6)комплекс исследований по контролю за процессом разработки;

7)способы эксплуатации скважин;

8)основные требования к схеме промыслового обустройства;

9)мероприятия по охране недр и окружающей среды;

10)предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможностей реализации технологической схемы ОПР, но не более 7 лет.

Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет.

2.6. Авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки

Для контроля за реализацией и эффективностью принятых в действующих проектных документах решений осуществляется авторский надзор. Как правило, он выполняется организацией, подготовившей действующий проектный документ, не реже одного раза в 3 года.

Вавторском надзоре анализируются:

1)степень реализации проектных решений и соответствие фактических и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений технико-экономических показателей, вскрываются причины, обусловившие расхождения, обосновываются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, а также даются заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;

2)степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству используемой для заводнения

воды, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, анализируются:

-выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин;

-объемы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения.

Также в авторском надзоре проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

15

Рекомендации по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского надзора могут содержать уточнения объемов

исроков бурения скважин, их местоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.

При необходимости в авторских надзорах предлагаются мероприятия по изменению условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе:

-распространение ранее утвержденной проектной системы разработки

исетки скважин на участки 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 профилей притока жидкостиилиприемистости; б) изоляция или ограничение притока в скважины попутной воды и

прорвавшегося газа; в) перенос интервалов перфорации в скважинах;

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

д) одновременно-раздельная эксплуатация скважин; е) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин,

проводка боковых стволов; ж) проведение гидроразрыва пластов.

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 состава (укрупнения, разукрупнения) 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 углеводородного сырья;

-отклонение фактического отбора нефти (газа) от проектного уровня сверх допустимых значений.

16

2.7. Общие требования к содержанию проектных технологических документов

При составлении проектных технологических документов следует учитывать:

-передовой отечественный и зарубежный опыт;

-современные достижения науки и техники;

-практику разработки месторождений;

-современные технологии воздействия на пласты и эксплуатации сква-

жин.

Впроектных технологических документах обосновывают:

-выделение эксплуатационных объектов;

-порядок освоения месторождений, 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) и др.;

-системы размещения и плотность сеток скважин;

-уровни, темпы и динамику добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачку в них вытесняющих агентов по годам;

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

-мероприятия по использованию нефтяного газа;

-конструкции скважин, технологии их проводки, заканчивания и освое-

ния;

-способы подъема жидкости из скважин (способы эксплуатации), выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

-мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем;

-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 и нефтегазопромысловых систем.

Всоставе проектов разработки рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие:

-структуру остаточных запасов нефти;

17

-показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

-обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

Втехнологических схемах должно рассматриваться не менее трёх вариантов, а в проектах разработки — не менее двух вариантов разработки.

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 РФ, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, приведены в табл. 1.

Отклонение уровней добычи для проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки не ограничивается.

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

Таблица 1 Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти от

проектной

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

3. Геологическая часть проектных технологических документов

3.1. Общие сведения

Выполнение проектно-технологического документа начинается с изучения географического и административного местоположения месторождения. Дается характеристика климатических условий, устанавливается наличие рек, озер, болот, других водоемов. Определяется наличие и удаленность автомобильных и железных дорог, железнодорожных станций, линий электропередач, нефте- и газопроводов, подъездных путей, разрабатываемых ме-

18

сторождений полезных ископаемых. Уточняются сведения о сложившихся системах землепользования и лесопользования на рассматриваемой территории, о проживающем в данной местности населении. Все эти сведения оказывают значительное влияние на принятие проектных решений.

Информация оформляется в виде обзорной карты района ведения ра-

бот.

3.2. Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование

В разделе приводятся необходимые сведения о геологической изученности района и истории открытия месторождения, основные результаты гео- лого-разведочных работ, разведочного и эксплуатационного бурения.

Анализируются выполненные на месторождении исследования фонда скважин: объемы отбора и лабораторных исследований керна; комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) и его выполнение по типам скважин; охват фонда периодическими промыслово-геофизическими исследованиями; сведения о техническом состоянии скважин; изученность месторождения гидродинамическими методами исследований с начала опробования скважин; изученность по поверхностным и глубинным пробам пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, конденсата, растворенного и свободного газа, пластовой воды).

При анализе изученности месторождения гидродинамическими, геофизическими, термометрическими и другими методами исследований скважин и пластов оцениваются представительность и достоверность результатов этих исследований. Анализ проводится раздельно для начального периода разработки, т. е. на момент ввода в разработку, и в период разработки, с установлением динамики изменения этих параметров по отдельным скважинам и пластам.

По каждой залежи анализируется полнота имеющейся информации по видам и объемам исследований с учетом требований оптимальной изученности. Составляются программы дополнительных исследований.

Дается характеристика изученности показателей продуктивности коллекторов и скважин, обоснование их величин, принимаемых для проведения расчетов технологических показателей разработки.

По результатам исследований обосновываются начальное пластовое давление, приведенное к уровню водонефтяных и газонефтяных контактов, температура пластов, показатели их пьезопроводности и гидропроводности, показатели продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Оцениваются результаты пробной эксплуатации пластов и скважин.

3.3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

В разделе приводится литолого-стратиграфическая характеристика всего вскрытого разреза от фундамента до земной поверхности, включающая в себя описание:

19

-типов и размеров залежей;

-количества скважин, вскрывших залежи;

-структурных поверхностей;

-зон замещения и выклинивания, тектонических нарушений;

-положения ВНК, ГНК, ГВК;

-распределения толщин (общих, эффективных, эффективных газо-, неф- те-, водонасыщенных) пластов, значений общих высот залежей и газовых шапок;

-фазового состояния углеводородов.

Все эти характеристики получают по результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки, аэрокосмогеологических и геофизических исследований, бурения скважин, изучения керна и т. д. Например, изучение структурных поверхностей проводится по данным сейсморазведки и бурения, флюидные контакты определяются по ГИС и результатам испытания скважин, фазовое состояние углеводородов — по результатам испытаний и лабораторных исследований флюидов.

Представление этих характеристик в отчете выполняется в виде текстовой и графической (разрезы, карты, профили, схемы) частей.

При геологическом описании разреза дается оценка потенциально возможных подземных источников водоснабжения и зон поглощения (захоронения) промысловых вод.

По данным лабораторных исследований керна определяются:

-литологический состав пород;

-пористость;

-проницаемость;

-насыщенность флюидами;

-вещественный состав;

-гранулометрический состав;

-глинистость;

-коэффициент сжимаемости;

-смачиваемость;

-зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности флюидами;

-зависимости капиллярных давлений от насыщенности флюидами;

-предельные значения коллекторских свойств (пористости, проницаемо-

сти);

-зависимости коэффициентов вытеснения от проницаемости;

-характеристика коллекторских свойств покрышек.

По результатам лабораторных исследований статистических распределений параметров пластов получают (определяют) характеристики этих распределений, строят карты параметров.

По данным лабораторных исследований флюидов определяются:

-плотность и вязкость нефти, газа и воды, их химический состав;

-газонасыщенность и объемные коэффициенты нефти и воды;

20