29.Исходные данные для составления проектов разработки

Для каждого м/р-ия по результатам поисково-разведочных работ и пробной эксплуатации скважин должны быть получены следующие данные: 1.Размеры и форма залежи, положения тектонических нарушений, их амплитуда, границы выклинивания и замещения продуктивных пластов непроницаемыми породами, т е наличие экранов литологических, стратиграфических, тектонических. 2.Закономерности изменения литологии, коллекторских свойств, общих, эффективных и газонасыщенных толщин, изучение неоднородности по схемам корреляции и схемам неоднородности. 3.Критерии оценки продуктивных пластов и нижние пределы коллекторских свойств для определения кондиционных значений, т е при каких показателях они имеют промышленное значение. 4.Дебиты нефти, газа, воды, начальное Рпл, Рнас, газовые факторы, коэффициенты продуктивности скважин и их изменение во времени. 5.Качество нефти, газа, конденсата, воды, их состав и св-ва, зависимость св-в от давления и температуры, наличие в флюидах сопутствующих компонентов, в нефтях, Ni, Mn, S, F, цезий, ванадий и др, добыча которых может осуществляться в промышленных масштабах, из газа – гелий. 6.Гипсометрическое положение контактов ВНК, ГНК, ГВК и их изменение во времени, что определяют в процессе пробной эксплуатации, а также установление режима залежи по опорной сети свк-н, которые равномерно охватывают залежь и законтурную зону. 7.Гидродинамическая связь отдельных продуктивных пластов, участков м/р-ий, блоков для обоснования системы ППД. 8.Запасы нефти, растворенного и свободного газа, конденсата. 9.Условия для эффективной промышленной разработки м/р-ия, т е состояние пластовой энергии для выбора системы разработки.

30.Геологические предпосылки использования природных режимов

В настоящее время существуют две системы разработки: 1)на природном режиме с использованием пластового давления, 2)с поддержанием пластового давления

Когда для ППД и повышения нефтеотдачи бурят нагнетательные скважины, в которые закачивают газы(попутный, углекислый, азотный), если проницаемость пластов низкая, или закачивают воду, когда проницаемость высокая.

Выбор системы разработки решают при реализации проекта пробной эксплуатации скважин. Для этого после проведения разведочных работ и подсчета запасов все скважины, в которых получены притоки нефти или газа переводят в пробную эксплуатацию сроком до 2-5 лет в зависимости от сложности геол строения месторождения.

Скважины отрабатывают на режимах(штуцерах) с различными дебитами и давлениями. На устьях отбирают пробы нефти, пробы воды, газовый фактор, пробы песка, определяют коэффициенты продуктивности скважин, чтобы выявить высоко- и низкопродуктивные участки по месторождению для обоснования положения скважин. На низкопродуктивных участках расстояние между скважинами уменьшают. По результатам всех этих исследований обосновывают оптимальные режимы работы добывающих скважин, при которых они значительное время будут работать фонтанным способом без обводнения, прорыва газа и без разрушения пласта.

Эти обоснованные дебиты используют в последующих проектных документах(тех.схема, проект разработки и др). Главным в процессе пробной эксплуатации является определение закономерности снижения Рпл в зависимости от добычи нефти. После этого рассматривают три варианта изменения этой закономерности. По месторождениям рассчитывают варианты разработки на 10, 20 и 30 лет. По мелким и средним на 7.5, 15, 25 лет. Уровень годовой добычи в эти периоды разработки принимают одинаковый Q_Н.год=Q_Н.извл/Т_{период разр}

Результаты расчетов могут быть представлены тремя вариантами: 1)к концу самого короткого периода разработки, т е при самых больших уровнях годовой добычи Рпл не снижается ниже Рнас, тогда систему разработки принимают без ППД, т е с использованием только Рпл. При этом могут рассматривать 4-5 вариантов, которые могут отличаться системой расположения скважин, расстоянием между скважинами, средними дебитами, уровнями годовой добычи и др. На основе технико-экономических расчетов выбирают наиболее эффективный вариант, при котором достигается max-ый КИН. 2)снижение Рпл, рассчитанное по самому длинному периоду разработки, т е когда самая низкая годовая добыча снижается ниже Рнас, тогда проект разработки необходимо составлять с ППД. В этом случае также рассматривают 4-5 вариантов, которые могут отличаться системой размещения нагнетательных скважин, расстоянием между ними, объемом закачиваемой воды и др. На основе технико-экономических расчетов выбирают наиболее эффективный вариант. 3)Рпл снижается согласно расчетному, тогда рассматривают варианты разработки с ППД и без ППД. На основе технико-экономических расчетов по maz-му достижению КИН выбирают соответствующий вариант.

После рассмотрения этих вариантов на технических советах нефтяных и газовых компаний утверждают соответствующий проект разработки. На нефтяных месторождениях перед проектом разработки составляют технологическую схему, на которой окончательно обосновывают и проверяют рекомендованную систему разработки. В тех.схеме могут предусматривать экспериментальные работы по интенсификации добычи или системы заводнения, что учитывается в последующем проекте разработки. Некоторые м/р-ия разрабатывают на смешанном режиме. Это производится когда в начале разработки используют энергию газовой шапки, т е вытеснение нефти производится газом, подвижность которого больше, чем воды. В этих случаях вначале производят расчет добычи нефти за счет энергии газовой шапки Q_Ншапки=V₀(∆Р/Р), V₀-объем нефти в газовой шапке, ∆Р=Р₀-Р, Р₀-первоначальное Рпл в газовой шапке, Р-среднее текущее Рпл в газовой шапке. После этого определяют остаточные извлекаемые запасы газа, которые будут вырабатывать за счет водонапорного режима и рассматривают три варианта как было описано выше.