 |
|
Основные принципы разработки и использования постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья
3.1. Основой современных технологий оптимизации разработки месторождений является постоянно-действующая геолого-технологическая модель. Для построения таких моделей требуются цифровые базы данных, программно-технические и методические средства.
3.2. Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:
· результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;
· результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;
· данные 3D или детализационной 2D сейсморазведки;
· данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;
· измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, ФЕС, гранулометрии для основных классов пород;
· результаты интерпретации данных дистанционных методов;
· результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;
· данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;
· исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации;
· данные инклинометрии скважин;
· данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ, ИННК, С/О);
· данные испытаний скважин;
· результаты гидродинамических исследований пластов и скважин;
· сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений;
· сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;
· результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;
· сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии;
· утвержденные отчеты по подсчету запасов и ТЭО КИН, проектные документы, отчеты авторских надзоров, анализов разработки, материалы из государственного баланса запасов (формы 6гр), протоколы ГКЗ, ЦКР, ТКР, научные отчеты о проведении исследований на месторождении.
На новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и доразведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую очередь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными приборами.
3.3. При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:
· оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;
· оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС, сейсморазведки и дистанционных методов;
· исследования кернов и проб пластовых флюидов;
· детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;
· уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;
· построение схем обоснования флюидных контактов;
· геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;
· палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;
· фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;
· детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;
· интерпретация данных контроля за разработкой.
На основе анализа всех перечисленных данных при подготовке отчетов по подсчету запасов должен быть произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов и построены удовлетворяющие результатам подсчета запасов цифровые геологические карты и разрезы по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. При подготовке ТЭО КИН и проектных документов трехмерные цифровые геологические модели должны соответствовать ранее утвержденным при подсчете запасов геологическим моделям и количеству запасов.
Степень дифференциации моделей определяется стадией изученности месторождения.
Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.
3.4. По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий.
3.5. Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.
3.6. ПДГТМ служат основой для дифференцированного подсчета геологических запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.
ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и уточнения положения эксплуатационных скважин, оптимизации выработки остаточных запасов, подготовки инвестиционных проектов разбуривания кустов, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
3.7. Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:
· повысить эффективность геологоразведочного процесса;
· оперативно управлять текущими запасами;
· на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;
· осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;
· сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;
· проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.
3.8. С помощью ПДГТМ выявляются слабо дренируемые и застойные зоны залежи, устанавливаются их размеры и способы вовлечения в активную разработку путем:
· оптимизации плотности и размещения сетки скважин, выбора рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин;
· повышения дебита скважин за счет правильного выбора геометрических характеристик и ориентации горизонтальных скважин и глубоко проникающего гидроразрыва пласта, а также других геолого-технических мероприятий (ОПЗ, РИР и т.п.);
· выбора и оптимизации технологических режимов работы нагнетательных и добывающих скважин и способов их эксплуатации;
· оптимизации режима работы системы скважина-пласт путем выбора рационального способа эксплуатации скважин;
· совершенствования системы контроля и регулирования выработки запасов и снижения темпов обводнения.
3.9. Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема геологических запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и Территориальными комиссиями по разработке.
3.10. Составление, рассмотрение и утверждение документации по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей осуществляются в соответствии с действующим «Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
3.11. Создание постоянно действующей компьютерной модели месторождения рекомендуется включать в качестве обязательного условия в лицензионное соглашение на разработку данного месторождения.
3.12. При рассмотрении технологических документов на ЦКР или ТКР в состав экспертной группы в обязательном порядке должны включаться эксперты - специалисты по созданию компьютерных геолого-технологических моделей. На заседание ЦКР (ТКР) должно представляться специальное экспертное заключение о надежности и достоверности созданной модели в рамках имеющегося количества и качества исходной информации и возможности ее использования в режиме постоянно действующей модели для регулирования процесса разработки.
3.13. При создании постоянно действующих геолого-технологических моделей следует руководствоваться:
· Законами Российской Федерации;
· Указами Президента России;
· Постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам развития отраслей народного хозяйства, лицензирования, продажи нефти и др.;
· Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;
· Руководством составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) [27];
· Приказами Минтопэнерго РФ и решениями Коллегии;
· Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов;
· Положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ;
· действующими ГОСТами, ОСТами, инструкциями, руководствами, методиками, положениями, нормами и нормативами технологического проектирования и др. в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, разработки месторождений, охраны недр и окружающей среды.
· Методическими указаниями по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Часть1. Геологические модели. Часть 2. Гидродинамические модели [15,16].