3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти

• Название: 3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти
• Дата: 26.04.2023
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: razrab_01.pdf
• Тип: Документы; #1091626
• страница: 4 из 5

3.15. Особенности разработки залежей нефти
на завершающих стадиях
Основные характеристики стадий разработки нефтяного ме- сторождения (залежи) приведены в подразд. 3.9.
К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее:
– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод до- бывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих ря- дов скважин;
– в добывающей продукции большую часть занимает вода (об- водненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добы- вающих скважин (98–99 %);
– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;
– организация форсированного отбора жидкости по некоторым добывающим скважинам (особенно по высокодебитным);
– организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;
– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, гори- зонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуата- цию;
– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;

63
– главным мероприятием на данном этапе является максималь- ное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента неф- теотдачи;
– замедление темпов снижения добычи нефти;
– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;
– изменение технологических режимов работы скважин;
– опережающее обводнение некоторых скважин, образование
«языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК (рис. 3.9);
Рис. 3.9. Образование «языков обводнения»: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – линии обводнения залежи; 4 – скважины
– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;
– изменение направлений фильтрационных потоков;
– перевод скважин с других горизонтов и др.

64
4. ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Последовательность проектирования разработки
нефтяного месторождения
На начальном этапе сведения о месторождении получают по данным разведочных скважин и сейсморазведочных работ, затем, по мере разбуривания и ввода эксплуатационного фонда, объем ин- формации возрастает, что в большинстве случаев приводит к суще- ственной корректировке представлений о месторождении. Измене- ние знаний об объектах разработки закономерно отражается и на проектных решениях. Технологическими проектными документами являются:
– планы пробной эксплуатации разведочных скважин;
– проекты пробной эксплуатации;
– технологические схемы опытно-промышленной разработки;
– технологические схемы разработки;
– проекты разработки;
– уточненные проекты разработки (доразработки);
– анализы разработки.
В случае получения новых геологических данных, существен- но меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных техноло- гий, в порядке исключения могут быть составлены промежуточные технологические документы: дополнения к проектам пробной экс- плуатации; дополнения к технологическим схемам опытно- промышленной разработки; дополнения к технологическим схемам разработки. В этих дополнениях может проводиться уточнение или пересмотр отдельных проектных решений, не меняющие утвер- жденных принципиальных положений технологических проектных документов. Такие же задачи могут решаться и при авторском надзоре за выполнением технологических схем и проектов разра- ботки.

65
В общем случае последовательность проектирования разработ- ки включает формирование базы исходных данных; гидродинами- ческие расчеты технологических показателей разработки, оценку экономических показателей и выбор рационального варианта разра- ботки.
4.2. Общая характеристика проектных документов
Инициатором подготовки проектно-технологической докумен- тации (ПТД) является недропользователь, им готовится техническое задание (ТЗ) на выполнение работы научной организацией. В ТЗ недропользователем ставятся задачи, которые необходимо решить при выполнении ПТД. На основе этого технического задания про- ектной организацией составляется календарный план выполнения работы. При необходимости ключевые моменты работы согласуют- ся с заказчиком. Обычно это касается качества создаваемых геоло- гических и геолого-технологических моделей, уровней отборов, ве- личин конечных коэффициентов извлечения нефти.
Выполненная работа проходит приемку у заказчика, которая включает экспертизу и защиту на научно-техническом совете (НТС) заказчика. Затем недропользователь представляет работу в ФГУ
«Экспертнефтегаз», где проводится государственная экспертиза.
При положительном заключении экспертизы работа выносится на заседание Центральной комиссии по разработке нефтяных и газо- вых месторождений (ЦКР). На ЦКР недропользователь и автор ра- боты проходят ее защиту. При положительном решении комиссии составляется протокол заседания, который и является тем заключи- тельным документом, которым утверждаются решения, предложен- ные в ПТД. После утверждения протокола заместителем министра он обретает юридическую силу. Все государственные органы, кон- тролирующие выполнение лицензионных соглашений и правильно- сти разработки месторождения, руководствуются решениями, утвержденными этим протоколом.
Проекты пробной эксплуатации разведочных скважин и проек- ты пробной эксплуатации залежей (участков залежей) предназначе-

66 ны для уточнения геолого-физических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Они включают комплекс исследований скважин, результаты которых являются основанием для подсчета запасов нефти.Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Ростехнадзора РФ.Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи или участка залежи, технологическая схема разработки залежи (месторождения), проект разработки месторождения, проект доразработки месторождения по статусу выше и утверждаются ЦКР. В более позднее время разра- ботки или при существенном изменении основных геолого- физических свойств пород и флюидов составляются авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработ- ки, анализ разработки залежей (месторождений), которые утвер- ждаются также ЦКР.
4.3. Опытно-промышленная эксплуатация
нефтяных месторождений
Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных месторожде- ний (ОПЭ) проводится для получения исходных данных, необходи- мых для составления проектных документов на разработку и про- мысловое обустройство, она может быть составлена по одной-двум и более разведочным скважинам. ОПЭ проектируется и осуществ- ляется после проведения на разведочных скважинах полного ком- плекса геолого-промысловых и геофизических исследований и установления основных физических и литологических характери- стик продуктивных пластов, изучения компонентного состава нефти и газа, определения добывных возможностей продуктивных горизонтов, проведения оперативной оценки запасов нефти и газа, установления наличия оторочки газа промышленного значения. До начала реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации необходимо оформить земельный отвод, составить и утвердить про- ект обустройства промысла на период ОПЭ, решить вопросы охра- ны недр и окружающей среды, получить разрешение территориаль- ных органов Ростехнадзора на проведение ОПЭ.

67
4.4. Проект пробной эксплуатации
Проект пробной эксплуатации является первой стадией проек- тирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более трех лет) эксплуата- цию разведочных скважин и, при необходимости, специально про- буренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.
Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органа- ми Ростехнадзора РФ.
Технико-экономические расчеты выполняются минимум на
20-летний срок для оценки технологических показателей разработ- ки и «экономичности» проекта.
Целью и задачей является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологиче- ской модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив разви- тия добычи нефти, газа, конденсата месторождения.
В проекте пробной эксплуатации обосновываются: а) предварительная геолого-промысловая модель; б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин; в) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С
1
(в отдельных случаях и С
2
), интервалы отбора керна из них; г) основные ожидаемые показатели по фонду скважин, макси- мальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению; д) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследова- ний керна и пластовых флюидов, проводимых:
– для уточнения положения ВНК, ГНК, эффективных толщин, коэффициентов продуктивности добывающих скважин, приемисто-

68 сти нагнетательных скважин по воде; рациональных депрессий и репрессий;
– изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;
Ключевое место в «Проекте пробной эксплуатации» отводится программе проведения исследовательских работ.
4.5. Технологическая схема разработки
нефтяного месторождения
Технологическая схема разработки нефтяных месторождений является одним из основных проектных документов, по которым разрабатывается большинство месторождений России (70 %). Тех- нологические схемы разработки составляются для запасов катего- рий А, В, С
1
и С
2
В технологической схеме разработки обосновываются:
– адресная геолого-промысловая модель (статическая);
– выбор способов и агентов воздействия на пласты;
– порядок ввода объектов в разработку;
– способы и режимы эксплуатации скважин;
– уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;
– вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
– вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и дру- гими методами повышения нефтеизвлечения из пластов, показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пла- стов;
– выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, усть- евого и внутрискважинного оборудования;
– мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
– требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

69
– требования к системам поддержания пластового давления
(ППД) и качеству используемых агентов;
– требования и рекомендации к конструкциям скважин и про- изводству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
– мероприятия по контролю и регулированию процесса разра- ботки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
– специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;
– объемы и виды работ по доразведке месторождения;
– вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
В технологических схемах рассматриваются, как правило, от трех до пяти вариантов. Технико-экономические расчеты проводят- ся на период 20–30 лет ежегодно, затем по 5 и далее по 10 лет до конца разработки. Технологическая схема – проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения.
Исходной первичной информацией для составления техноло- гической схемы разработки месторождений являются данные раз- ведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной экс- плуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.
В технологических схемах разработки по залежам, значитель- ная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведан- ных участках или пластах (запасы категории С
2
), проектные реше- ния должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.
Кроме основного фонда эксплуатационных скважин в техноло- гической схеме предусматривается фонд резервных скважин для

70 вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинива- ния и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку основ- ным фондом и выявлены в ходе реализации проектных решений.
Число резервных скважин может составлять 10–25 до 30 % в зави- симости от изученности объекта, прерывистости пластов, плотности сетки основного фонда и т.д.
4.6. Основное содержание проекта разработки
нефтяного месторождения
Проект разработки – основной проектный документ. Он со- ставляется обычно после разбуривания 70 % основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геоло- го-промысловых данных, полученных в результате реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. По сравнению с техно- логической схемой характеризуется большей глубиной проработки отдельных вопросов.
В проектах разработки дается обоснование системы разработ- ки, норм отбора нефти и жидкости, системы регулирования разра- ботки; программы и объем исследовательских работ, в том числе по контролю за разработкой. Выполняются анализ разработки место- рождения и расчет показателей разработки на перспективный период.
В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие: структуру остаточных запасов нефти; показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров. Они предусматри- ваются для замены скважин, фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не вы- полнивших свою задачу. Предусматривается резервный фонд сква- жин до 10 %.
Если в технологических схемах рассматриваются три-пять ва- риантов разработки, то в проектах разработки – два варианта. Пер-
вый – существующий, при сложившейся системе разработки,

71
во втором рассматриваются мероприятия по ее улучшению, с при- менением новых методов, новых технологий, предусматривающий дополнительное воздействие, внедрение геолого-технических меро- приятий по воздействию на призабойную зону пласта и в целом на залежь. Приводится экономическое обоснование вариантов разра- ботки.
4.7. Уточненные проекты разработки нефтяного
месторождения
Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80 %) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повыше- ния эффективности их разработки, достижения более высокого
КИН. В уточненном проекте, аналогично проекту разработки, рас- сматриваются два варианта.
В уточненном проекте на разработку обосновываются:
– выделение эксплуатационных объектов;
– системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;
– выбор способов и агентов воздействия на пласты;
– порядок ввода объекта в разработку;
– способы и режимы эксплуатации скважин;
– уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;
– вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
– вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов;
– выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, усть- евого и внутрискважинного оборудования;
– мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

72
– требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин;
– требования к системам поддержания пластового давления
(ППД) и качеству используемых агентов;
– требования и рекомендации к конструкциям скважин и про- изводству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
– мероприятия по контролю и регулированию процесса разра- ботки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
– специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;
– объемы и виды работ по доразведке месторождения;
– вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие:
– структуру остаточных запасов нефти;
– показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;
– обоснование бурения дополнительных скважин и скважин- дублеров.
4.8. Основные задачи и содержание авторского надзора
за разработкой нефтяных месторождений
Авторский надзор ведут авторы проектных документов по раз- работке нефтяных месторождений. Как правило, это территориаль- ные научно-исследовательские и проектные институты нефтяной промышленности (НИПИнефть).В авторском надзоре также рас- сматриваются два варианта.
В авторском надзоре контролируются:
– степень реализации проектных решений и соответствие фак- тических технико-экономических показателей и принятых в техно- логических схемах или проектах разработки месторождений, вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются реко-

73 мендации, направленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производствен- ных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;
– степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации сква- жин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных сква- жин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повы- шения нефтеизвлечения.
При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разра- батываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбо- ра и подготовки продукции газовых скважин, анализируются объе- мы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных меро- приятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по до- разведке месторождения, его краевых зон.
Рекомендации по выполнению проектных решений в инфор- мационном отчете и протоколе авторского контроля могут содер- жать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их ме- стоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.