Cтраница 2
Принятое в первых проектных документах отключение скважин при обводнении продукции на 50 % практикой разработки было отвергнуто, хотя уже при составлении Генсхемы было ясно, что разработка месторождения будет связана с извлечением попутной воды в объемах, превышающих отборы из девонских месторождений, содержащих маловязкие нефти. [16]
Малоэффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных залежей преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на пласт. Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко времени составления первого проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи. [17]
Создана методика оценки эффективности организации внут-риконтурного заводнения в различных геолого-промысловых условиях в основе предложенных комплексных параметров эффективности заводнения. Разработаны методики выбора добывающих скважин для перевода их в нагнетательные; выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами на стадии составления первых проектных документов по разработке для условий различных групп объектов турнейского и башкирского ярусов. Установлены параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность внутриконтурного заводнения. Предложены модели: для прогноза конечной нефтеотдачи и прироста ее за счет организации заводнения; охвата пластов закачкой по толщине и вариации профилей приемистости по косвенным данным. Установлено существенное влияние их на конечную нефтеотдачу залежей при разработке с заводнением. [18]
При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. [19]
При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход возможен в первую очередь за счет равномерного изучения разреза отложений нефтяных и газовых залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно с точки зрения повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий Cj и С2 выделяются по ним в единых границах. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. [20]
Широкому применению первоначальных редких сеток добывающих скважин для разработки нефтяных месторождений в Поволжье и Западной Сибири способствовали также и объективные причины - обычный на практике недостаток геолого-физической информации о месторождениях к моменту составления первых проектных документов и необходимость ускоренного ввода их в разработку. [21]
В настоящее время одной из наиболее актуальных проблем для Московской станции подземного хранения газа является создание и вывод на циклическую эксплуатацию газохранилища второй очереди в водоносном ряжском горизонте. Первый проектный документ был выполнен ВНИИгазом в 1967 г. Согласно этой работе активный объем хранилища должен составлять 60 % общего объема. [22]
В качестве объекта подсчета в разрезе многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий d и С2 выделяют по ним в едином контуре. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. В плане подсчет ведется по нефтяным ( газовым), водонефтяным ( газоводяным) зонам отдельно. [23]
В качестве объекта подсчета в разрезе многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий GI и С2 выделяют по ним в едином контуре. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. В плане подсчет ведется по нефтяным ( газовым), водопефтяным ( газоводяпым) зонам отдельно. [24]
Построение адекватной модели нефтяного пласта, отражающей все геолого-физические характеристики залежи на начальном этапе ее изучения из-за недостатка соответствующей информации, невозможно. Это приводит к поэтапному геолого-технологическому проектированию, в связи с необходимостью сокращения сроков ввода месторождения в эксплуатацию и составления требуемой документации на обустройство площади. Причем каждый этап соответствует определенной стадии изученности пласта. Хотя полная и исчерпывающая информация пласта не может быть получена вследствие технических и экономических причин и, главным образом, из-за сложного строения пласта, определенная информация о залежи постепенно накапливается в процессе ее разработки, как правило осуществляемой уже после составления первых проектных документов. [25]
Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20 - 50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Местоположение этих скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большого объема геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скважин. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности ( при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади ( блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. [26]
С целью геолого-промыслового обоснования размещения добывающих и нагнетательных скважин строят карты характеризующие строение продуктивных пластов, в первую очередь - структурные и зональные, а также карты участков залежей, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков. Особенности его геологической неоднородности, характер изменчивости фильтрационных и емкостных свойств остаются плохо изученными. Поэтому в настоящее время принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а плотность ( густоту) - с учетом средних параметров объекта, полученных по данным разведки. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20 - 50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Местоположение этих скважин в первом проектном документе ( TCP) не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большего объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. [27]
С целью геолого-промыслового обоснования размещения добывающих и нагнетательных скважин строят карты, характеризующие строение продуктивных пластов, в первую очередь - структурные и зональные, а также карты участков залежей, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков. Особенности его геологической неоднородности, характер изменчивости фильтрационных и емкостных свойств остаются плохо изученными. Поэтому в настоящее время принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а плотность ( густоту) - с учетом средних параметров объекта, полученных по данным разведки. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20 - 50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Местоположение этих скважин в первом проектном документе ( TCP) не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большего объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. [28]
Месторождение Булла-море - самое глубокозалегающее, что сказывается на характере его изучения и разработки. Очень высокое начальное пластовое давление ( свыше 70 МПа) и вследствие этого высокая продуктивность скважин ( первые скважины имели дебит 1 млн. мэ / сут и более газа и 300 - 400 т / сут конденсата) не позволяют в течение длительного времени выполнять установленный комплекс гидродинамических исследований. Если к этому добавить значительные трудности, связанные с выносом керна с глубины 5500 - 6000 м, то станет ясно, что месторождение разрабатывают в условиях крайне скудной информации. С другой стороны, высокий дебит скважин позволяет даже при небольшом их числе отбирать из залежи значительное количество газа и конденсата. Таким образом, возникает ситуация, когда месторождение разрабатывают с высоким дебитом, при этом не имея соответствующего проектного документа, составление которого затруднено из-за недостаточной исследованности объекта. Практически это приводит к быстрому устареванию проектных документов, требования к исполнению которых всегда остаются высокими. В полной мере сказанное относится к месторождению Булла-море. Первый проектный документ для него был подготовлен в 1978 г. При этом в залежи VII горизонта предполагали наличие значительных запасов нефти. Однако уже через небольшое время опробование погруженной зоны VII горизонта показало, что залежь в основном газоконденсатная. На основе новых представлений через 5 лет был выполнен проект разработки V и VII горизонтов, который базировался уже на запасах углеводородов, утвержденных к этому же времени в ГКЗ СССР. [29]