Первый проектный документ
Cтраница 1
 |
Карача-Елгинское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль. [1] |
Первый проектный документ по разработке месторождения - технологическая схема - был составлен в 1964 г. Согласно схеме предусматривалась совместная разработка турней-ской и бобриковской залежей при раздельной закачке воды в законтурные скважины. [2]
Согласно первому проектному документу все четыре пласта второго объекта намечалось разрабатывать одной сеткой добывающих скважин, предусматривалась совместная закачка воды за контур нефтеносности через 12 вагнетателышх скважин. Однако, с точки зрения темпов выработки запасов каждого пласта, улв в первые годы были выявлены существенные недостатки этой системы заводнения. Разработка залежей объекта протекала крайне неравномерно. Основной по запасам пласт СП практически не был вовлечен в разработку. [3]
Первым проектным документом ( уточненная техсхема 1978 г.) предусматривалось бурение 650 скважин, в том числе: 135 скважин на верхний объект и 455 скважин на нижний. В значительной части скважин нижнего объекта ( в 70 из 225 пробуренных) эксплуатировалось совместно 2 или 3 горизонта. [4]
В первых проектных документах обводненность занижалась, не был предсказан момент снижения добычи нефти. [5]
При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи. [6]
К моменту составления первого проектного документа ( 1959 г.) участок структуры IX и X горизонтов, расположенный к югу от основного поперечного нарушения, представляли в виде пологозале-гающей, совершенно не нарушенной разрывами части южного погружения складки. Нефтяные залежи IX и X горизонтов, экранированные на севере основным поперечным нарушением, представляли как единое целое в пределах каждого из выделенных объектов разработки. Предполагали, что залежи по всему периметру ( исключая участок, прерываемый нарушением) контактируют с краевой водой и имеют достаточно хорошую гидродинамическую связь с обширной законтурной водонапорной областью. Предполагали, что нефтяные залежи IX и X горизонтов не имеют газовых шапок. [7]
Система размещения добывающих скважин, запроектированная в первых проектных документах ( 1950 - 55 гг.), практически не изменилась до настоящего времени. [8]
В 1960 г, институтом Гипровостокнефть был выполнен первый проектный документ - технологическая схема разработки месторождения, в которой впервые было предусмотрено применение разновидности внутриконтурного заводнения, то есть блоковой системы, в том числе для разработки карбонатного пласта А4, что явилось прецедентом в истории разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. Тем самым было опровергнуто мнение, которое доминировало многие годы, что карбонатные пласты можно разрабатывать только на режиме истощения, В настоящее время практически все нефтяные залежи, приуроченные к карбонатным коллекторам А, Вь Д, разрабатываются при водонапорном режиме. Опыт разработки этих пластов с заводнением на Кулешовском, Покровском, Алакаевском, Якушкин-ском, Козловском и других месторождениях показал их высокую эффективность. [9]
Пересчет запасов осуществляется в случаях, когда запасы залежи после разбуривания по первому проектному документу изменяются более чем на 20 % по сравнению с ранее принятыми или утвержденными в ГКЗ РФ, а также в других случаях, предусмотренных Классификацией запасов. [10]
Пересчет запасов осуществляется в случаях, когда запасы залежи после разбуривания по первому проектному документу изменяются более чем на 20 % по сравнению с ранее принятыми или утвержденными в ГКЗ СССР, а также в других случаях, предусмотренных действующей Классификацией запасов. [11]
При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование ( ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат. [12]
Запасы категории В подсчитываются по уже разрабатываемой залежи ( или ее части), разбуренной в соответствии с первым проектным документом на разработку. С окончанием разбуривания залежи, что по времени совпадает с завершением I стадии разработки, при достижении соответствующей степени изученности все ее запасы переводятся в Запасы категории А подсчитываются по залежи в целом или по ее частям, доразбуренным в соответствии с проектом разработки. После завершения бурения в основном всех скважин по проекту ( период III стадии разработки) запасы залежи переводятся в категорию А. [13]
Недостижение проектного коэффициента извлечения нефти после длительного срока разработки, как правило, объясняется сложностью строения пласта, малым объемом прокачки вытесняющего агента, и, крайне редко, недостаточной точностью определения проницаемости пласта ( или пористости, поверхностного натяжения на разделе фаз и т.п.) - Например, уточнение абсолютной проницаемости после составления первого проектного документа, не всегда приводит к уточнению фазовых проницаемостей, и в дальнейших проектных документах, как правило, используются те же фазовые проницаемости. Более того, часто используются одни и те же фазовые проницаемости для прослоев с разной проницаемостью. [14]
Страницы: 1 2