Министерство энергетики Российской Федерации

Геолого

промысловый

анализ

разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений

РУК

до

РД 153-39.0-110 01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОМУ АНАЛИЗУ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (РД 153-39.0-110-01)

ком-либо определенном направлении, полосообразное залегание коллекторов или участков с улучшенными коллекторскими свойствами, линзообразность определенной ориентации и т.д. Затем такая предварительная схема насыщается и увязывается с данными исследования скважин, позволяющими установить надежную гидродинамическую связь между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами. При наличии по пласту самостоятельной сетки скважин для уточнения геологической основы с успехом можно использовать карты изобар.

Таким образом, геологическая основа карты приводится в соответствие с состоянием разработки пласта и тем самым обеспечивается высокая степень ее надежности.

При построении карт распространения коллекторов сечение изолиний величины комплексного параметра, характеризующего данный тип коллектора (например, гидропроводность), принимать таким, чтобы ошибка определения величины самого параметра была значительно меньше принятого диапазона его изменения (как правило, сечение изолиний должно быть равно не менее удвоенной ошибки определения картируемого параметра).

4.2. Уточнение основных параметров пластов эксплуатационного объекта

Основными параметрами пласта являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и толщина; для газонефтяных залежей - дополнительно газонасыщенность и анизотропия (для ГНЗ с подошвенной водой).

Значения этих параметров определяются при проектировании; при анализе на первых стадиях разработки месторождения эти параметры уточняются на основе новых данных, полученных при бурении скважин, с целью дальнейшего использования их в подсчете запасов и при проектировании, а также для обоснования несовпадения проектных и фактических показателей разработки и объяснения процесса разработки.

В связи с этим в таблицах отчета по анализу разработки приводится характеристика уточненных значений параметров пластов, а в тексте дается сопоставление этих значений с исходными данными, принятыми в проектном документе (таблицы Д1, Д2). В необходимых случаях строятся карты изменчивости этих параметров.

При этом следует иметь в виду, что определение проницаемости в ГНЗ с активной подошвенной водой производится по приближенной методике, учитывающей двухсторонний напор: со стороны газовой шапки и подошвенной воды.

По материалам лабораторных и геофизических исследований пласта составляются статистические ряды распределения одного из основных параметров пласта - проницаемости. Предварительно составляется ранжированный ряд, под которым понимается расположение имеющихся данных в возрастающем (убывающем) порядке. Затем при выбранном шаге (ширине интервала) составляется статистический ряд, то есть таблица ДЗ. За начало первого интервала принимаются либо значения нижнего предела проницаемости, либо первый член ранжированного ряда. В статистическом ряду для дальнейших исследований находится величина накопленной частоты к концу каждого интервала, а затем и статистические показатели. Следует иметь в виду, что статистические ряды распределения проницаемости при анализе разработки составляются лить в том случае, если будут получены по сравнению с проектным документом новые данные, существенно изменяющие тип распределения проницаемости.

4.3. Уточнение расчлененности эксплуатационного объекта и толщин пластов

Одной из задач геологического изучения месторождения, решаемой при анализе разработки, является изучение расчлененности объекта разработки на отдельные пласты и прослои, определение их толщин и проведение детальной послойной корреляции, когда прослеживается изменение по площади каждого прослоя, сложенного как коллектором, так и плотными породами.

Как правило, детальная послойная корреляция осуществляется на базе ранее проведенной общей корреляции, но уже по более значительному числу пробуренных скважин. Основным источником информации является стандартный комплекс промысловой геофизики, выполненный в скважинах, а также данные о взаимодействии скважин и пластов, характер обводнения скважин, данные о перфорации, описание керна и т.д.

Приступая к детальной послойной корреляции пластов многопластового месторождения, особое внимание нужно уделить выделению в разрезе маркирующих горизонтов (реперов), четко фиксируемых на диаграммах ГИС. Лучше всего роль реперов выполняют прослои глин, аргиллитов и карбонатных пород.

По корреляционной значимости реперные пласты следует разделять на несколько категорий: I категория - наиболее надежные реперы, имеющие региональное распространение и четко

6

РД 153-39.0-110-01

фиксируемые на диаграммах ГИС во всех пробуренных скважинах; II категория - пласты с характерными литологическими особенностями, имеющие местное значение и четко фиксируемые на диаграммах ГИС хотя бы у части скважин; 1П категория - глинистые или карбонатные прослои небольшой мощности, каждый из которых в отдельности имеет малое корреляционное значение.

Одним из узловых, принципиальных вопросов корреляции является выбор линии привязки разрезов к тому или иному реперу в зависимости от изменения (увеличения или уменьшения) общей толщины продуктивного горизонта.

В качестве косвенного метода, позволяющего решить более обоснованно задачу привязки к тому или иному реперу, можно использовать сводно-статистический разрез (рисунок Г2).

Для построения сводно-статистического разреза все пробуренные на данный горизонт (или вскрывшие) скважины делятся на несколько групп, отличающихся по общей толщине вскрытого ими горизонта, а затем для каждой из групп по фактическим данным всех вошедших в эту группу скважин строятся групповые статистические разрезы.

При сопоставлении между собой статистических разрезов разных групп скважин обычно можно выделить несколько характерных точек, участков или других закономерностей, общих для всех или большинства построенных групповых статистических разрезов. Сопоставляя разрезы, составленные при привязке к кровле пласта (или реперу, расположенному вблизи кровли пласта), можно получить две принципиально различные ситуации.

Первая ситуация, когда характерные точки или участки кривых статистических разрезов всех или большинства выделенных групп скважин будут располагаться на одном и том же расстоянии от линии привязки (отсчета), то есть соблюдается принцип параллельности напластования, что указывает на правильность выбора линии привязки.

При второй ситуации характерные точки или участки кривых статистических разрезов скважин разных групп будут располагаться на разной глубине (расстоянии) от линии привязки (отсчета) или вообще будут не сопоставимы друг с другом. Это указывает на то, что линия привязки выбрана неправильно и необходима привязка по другому реперу или по подошве горизонта или по “средней линии”.

При послойной корреляции разрезов скважин необходимо знать и учитывать все внутрифор-мационные размывы, которые могли иметь место в период осадкообразования продуктивного горизонта. Сведения об этом, в основном, дают методы литологии и петрографии, данные изучения споро-пыльцевых комплексов и другие виды исследования кернового материала. Можно привлекать также данные статистического анализа изменения толщин отдельных элементов продуктивного горизонта, которые дают количественное выражение процессов осадкообразования.

Принципиальным вопросом, определяющим достоверность проводимой послойной детальной корреляции, является выяснение того, как ведут себя отдельные прослои и пропластки на площади между скважинами, для чего используются данные гидродинамического прослушивания скважин. При отсутствии их используют методику, основанную на статистической обработке разрезов скважин, пробуренных на продуктивный горизонт.

По этой методике вначале надо составить три схемы-модели пластов, резко отличающихся друг от друга по условиям выработки запасов нефти. Модель 1 - монолитный пласт-коллектор с линзовидными прослоями плотных пород, для которой характерно достаточно полное вытеснение нефти водой по всей толщине пласта и хорошее перераспределение пластового давления как по вертикали, так и по простиранию. Модель 2 - переслаивающиеся проницаемые и плотные прослои, протяженность которых превышает расстояние между соседними скважинами, для которой характерно вытеснение нефти за счет послойного продвижения ВНК и перераспределение давления лишь по простиранию данного прослоя. Модель 3 - пласт, сложенный плотными породами с линзовидными включениями проницаемых прослоев ограниченной протяженности. Для такой схемы-модели характерна эксплуатация на режиме истощения, без продвижения воды и перераспределения давления. Исходя из этих моделей, послойная детальная корреляция важна для модели 2.

Предварительно обрабатывают разрез каждой отдельной скважины. На основании всего имеющегося комплекса данных ГИС (стандартный зонд, СП, БЭЗ, микрозонд, кавернограмма, РМ и др.) с привлечением данных изучения керна разрез расчленяется по слагающим его типам пород.

После этого можно приступить к составлению корреляционных схем путем графических построений.

7

Вначале обозначают линию привязки в горизонтальном масштабе, на которую наносится положение скважин, входящих в профиль сопоставления, а в вертикальном масштабе из точек-скважин откладываются все элементы разреза. После этого соединяют кровли и подошвы всех одноименных маркирующих прослоев. Вначале коррелируются основные реперы I порядка, потом реперы П и Ш порядка.

Второй этап составления схемы сопоставления - нанесение на нее примерных зональных интервалов пластов. Затем проводится корреляция и индексация пластов и прослоев коллекторов, которые как бы вписываются в “скелетную” схему. На тех участках, где пласт не соответствует “скелетной” схеме, рисуется внутриформационный размыв.

Основным показателем правильности проведенной корреляции является взаимодействие скважин по одноименным пластам и соответствие (в каждом отдельном пласте) объема отобранной жидкости объему закачанной воды и текущему пластовому давлению.

После завершения работы по детальной послойной корреляции и индексации рассмотренных пластов или прослоев производят уточнение толщин продуктивного горизонта.

Если анализ разработки проводится на начальных стадиях эксплуатации месторождения вскоре после его разбуривания, то на основе бурения новых скважин производится уточнение карты эффективных толщин, карты начальных нефтенасыщенных толщин и карты начальных газонасыщенных толщин. При следующих анализах разработки месторождения к этим картам, как правило, не возвращаются, а строят карты остаточных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин, характеризующих выработку запасов нефти из месторождения.

При наличии участков перетока жидкости между пластами (прослоями) эксплуатационного объекта (объектов) целесообразно построение карты толщин непроницаемого раздела между ними.

4.4. Показатели неоднородности пластов Для количественного решения вопросов выработки запасов нефти из неоднородных объектов и, в частности, для определения нефтеотдачи, а также для расчетов технологических показателей при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений большое значение имеют статистические характеристики неоднородности продуктивного объекта - средних значений параметров, коэффициентов вариации, коэффициента песчанистости К_п, коэффициента расчлененности К_р и степени прерывистости (таблицы Д4, Д5).

Можно также определять среднюю нефтенасыщенную толщину эффективных пропластков, из которых состоит продуктивный горизонт

Нэф

V

где hq, - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка; Н_эф - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; К_р - коэффициент расчлененности пласта.

Определение этих показателей производится при проектировании разработки. При анализе разработки на основе дополнительных исходных данных, полученных в результате лабораторных, геофизических и промысловых исследований новых, вышедших из бурения скважин, производится уточнение этих параметров.

При выполнении геолого-промыслового анализа разработки нефтяной залежи рекомендуется осуществить типизацию неоднородных коллекторов. Поскольку одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяной залежи, является прерывистость продуктивного пласта, осуществляется типизация, основанная на том, какая доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) и какая доля прерывистых коллекторов (ПК) и сильно прерывистых коллекторов (СПК) содержится в объеме пласта. Выделяются четыре типа строения продуктивных пластов:

Тип 1. В объеме продуктивной толщи, в основном, присутствуют прослои, относящиеся к гидродинамически связанным коллекторам (их доля более 0.85).

Тип 2. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта изменяется от 0.5 до 0.85.

Тип 3. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме пласта изменяется от 0.5 до нуля. Преобладают пропластки, относящиеся к прерывистым и сильно прерывистым коллекторам.

РД 153-39.0-110-01

Тип 4. Гидродинамически связанные коллектора в объеме пласта отсутствуют. Преобладают сильно прерывистые коллектора, на долю которых приходится от 50% до 100% объема пород.

Признаком принадлежности пласта или отдельного его участка к тому или иному типу строения является коэффициент песчанистости:

1    тип - К_п > 0.7;

2    тип - 0.5 < К_п < 0.7;

3    тип - 0.3 < К_п < 0.5;

4    тип - Кп < 0.3.

Построив карту равной песчанистости продуктивного пласта (равных коэффициентов песчанистости), можно будет выделить на территории нефтяной залежи зоны распространения коллекторов различного типа. Для удобства построение карты равной песчанистости следует производить по значениям коэффициента песчанистости, являющихся граничными между коллекторами различного типа, т.е. 0.7; 0.5; 0.3. На картах равной песчанистости следует также выделять зоны, где пласт является монолитным, т.е. К_п = 1.0.

Карты равной песчанистости с выделенными на них зонами коллекторов различного типа весьма полезны при геолого-промысловом анализе разработки, выяснении причин тех или иных особенностей работы скважин на различных участках пласта и, особенно, при построении карты остаточных нефтенасыщенных толщин, так как на поздней стадии разработки остаточные запасы нефти приурочены обычно к зонам коллекторов 3-го и 4-го типов, а зоны обводненного пласта — к коллекторам 1-го и 2-го типов.

4.5. Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов

Основными свойствами нефти и газа в пластовых условиях являются давление насыщения, газосодержание, плотность, объемный коэффициент, вязкость и сжимаемость. К физико-химическим свойствам пластовой воды относят плотность, вязкость, минерализацию, объемный коэффициент, сжимаемость.

Обычно при анализе разработки этот раздел не выполняется, так как физико-химические свойства, а тем более состав пластовых жидкостей и газов, определяются при подсчете запасов и составлении первоначальных проектных документов.

Если после осуществления проекта будут взяты новые пробы нефти и газа и получены дополнительные данные об их свойствах, они приводятся в таблице, соответствующей таблице П.2.8 работы [2]. Пояснения в тексте должны содержать оценку новых значений свойств жидкостей и газов по сравнению с принятыми в проектном документе и при условии их заметного отклонения от ранее принятых значений, заключение о степени их влияния на технологические показатели и ход процесса разработки.

4.6. Запасы нефти и газа

При анализе разработки месторождений используются данные последнего на дату анализа подсчета запасов по месторождению, прошедшие государственную экспертизу. Для определения текущей нефтеотдачи, темпов отбора, степени выработки запасов нефти в отчете по анализу разработки приводится таблица, в которой указываются начальные геологические и извлекаемые запасы нефти, начальные геологические запасы растворенного газа, начальные геологические запасы свободного газа. Указанные запасы представляются для различных зон залежи -нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газоводонефтяной и газовой (таблицы Д6, Д7).

При условии пересчетов запасов нефти и газа после первоначально утвержденных и заложенных в проектный документ, в отчете по анализу разработки приводятся также и эти величины в сопоставлении с принятыми в проекте, а также указываются причины пересчета, сопоставление начальных и измененных подсчетных параметров и документы, утверждающие новые значения запасов.

Иногда для различных целей анализа разработки (уточнение технико-экономических показателей разработки, выработка запасов, эффективность применяемых методов регулирования) требуется определение запасов нефти на отдельных участках залежи. В этом случае запасы нефти подсчитываются объемным методом по карте начальной или остаточной (в зависимости от поставленной задачи) нефтенасыщенной толщины эксплуатационного объекта или определяются с использованием карты начальных удельных запасов нефти. При этом сумма запасов нефти по участкам должна контролироваться общей цифрой запасов по залежи.

Если анализом разработки будет установлено несовпадение исходных параметров, принятых при подсчете запасов нефти с полученными в процессе разработки, необходимо провести оценку величины запасов с учетом новых значений параметров и, в случае существенных расхождений с утвержденными запасами, провести пересчет начальных запасов нефти и газа с последующим представлением их на государственную экспертизу.

Необходимость новой оценки запасов нефти может также диктоваться резким несоответствием фактических и проектных параметров разработки, зависящих от запасов нефти месторождения и его участков, что объясняется, главным образом, несоответствием принятому в подсчете запасов и фактическому распределению запасов нефти по площади.

При определении запасов нефти в газонефтяных залежах следует иметь в виду, что подсчет запасов в границах газонефтяных зон производится только в пределах нефтенасыщенной части пласта. Начальная нефтенасыщенность в газовой шапке при подсчете запасов не учитывается, хотя некоторые геофизические и лабораторные исследования свидетельствуют о возможности ее присутствия. Составители анализа разработки должны располагать данными о наличии в газовой шапке начальной и текущей нефтенасыщенности в целях определения более достоверных показателей разработки. Эти значения должны быть приведены в отчете по анализу разработки.

Запасы нефти, газа и конденсата должны быть дифференцированы на вовлеченные и невов-леченные в разработку в зависимости от степени разбуренности объекта.

В случае утверждения органом, проводившим государственную экспертизу запасов, категории трудноизвлекаемых запасов, величина таких запасов указывается с дифференциацией на вовлеченные и невовлеченные в разработку.

5. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5.1. Характеристика фонда скважин

В этом разделе указываются даты начала и окончания разбуривания месторождения и его эксплуатационных объектов и площадей по схеме, принятой проектным документом. Если на дату анализа разработки месторождение еще не разбурено полностью, указывается степень выполнения проектного объема бурения, количество пробуренных, подлежащих бурению и вводу в разработку скважин, а также причины отклонения от проекта. Указывается также со ссылкой на соответствующие документы количество дополнительных скважин, которые пробурены сверх проектных или в отступление от проекта; все скважины должны быть показаны на карте разработки или схеме расположения скважин.

Состояние фонда приводится в таблице Д8 на дату анализа разработки.

При разработке газонефтяных залежей в условиях барьерного заводнения или в сочетании последнего с другими видами заводнения в фонде нагнетательных скважин выделяется категория барьерных скважин.

Динамика основных категорий фонда добывающих и нагнетательных скважин приводится в таблице основных показателей разработки месторождения (таблица Д9) и на графике разработки.

5.2. Характеристика отборов нефти, газа и воды

5.2.1. Общие указания по анализу некоторых технологических показателей разработки

При анализе разработки технологические показатели по отбору нефти, природного и попутного газа, конденсата и воды (включая дебиты скважин), и закачке вытесняющего агента (воды, газа) приводятся в том числе по объектам подсчета запасов.

Для целей анализа обоснованно выделяются и рассматриваются более подробно технологические показатели по отдельным площадям, блокам, зонам и участкам месторождения. Эти показатели приводятся как по объекту в целом, так и по отдельным пластам в пределах рассматриваемой площади. Следует иметь в виду, что эти показатели, так же как и показатели разработки отдельных пластов, будут отличаться некоторой условностью вследствие условности методов распределения отборов, возможной неточности определения запасов нефти и условности представления фильтрации жидкости в пределах участка. Несмотря на это, сопоставление показателей по пластам или участкам, выделение показателей какого-либо участка или площади по отношению ко всей залежи дает качественную картину и позволяет выявить особенности их разработки, а главным образом помогает выделить пласты и участки, нуждающиеся в усовершенствовании процесса разработки.

РД 153-39.0-110-01

При анализе показателей необходимо также обратить внимание на динамику самих показателей и объяснение причин, вызывающих их изменение. Таблица основных показателей разработки (таблица Д9) составляется по месторождению в целом и по отдельным объектам разработки. Показатели даются в динамике по годам разработки, в последней графе приводятся показатели на дату анализа. Среднегодовая обводненность продукции определяется в процентах по весу, то есть на поверхности, как частное от деления годовой добычи воды на годовую добычу жидкости. Среднесуточный дебит и средняя приемистость одной скважины берутся из отчетов как уплотненные величины за декабрь каждого года. Темп отбора от запасов и текущая нефтеотдача показываются как по месторождению, так и по его объектам (в таблице для объектов); в сводной таблице по месторождению эти показатели приводятся только для месторождения в целом. В фонде скважин, выбывших из эксплуатации вследствие обводнения, число скважин, отключенных из-за обводнения по техническим причинам, не указывается (таблица Д11).

Газовый фактор дается как средняя величина по всем загазованным скважинам как в динамике, так и по участкам разработки нефтяной и нефтегазовой зон. Резкое снижение величины газового фактора до начального газонасьпцения свидетельствует об отборе всего газа, отсеченного водяным барьером.

5.2.2. Методы распределения отборов нефти и жидкости по пластам при их совместной эксплуатации

Данный раздел относится только к нефтяным залежам, так как газонефтяные залежи, как правило, совместно не разрабатываются.

Методика определения накопленной с начала разработки текущей (годовой, суточной и т.д.) добычи нефти, газа, воды и жидкости по группам и рядам скважин, по участкам, зонам, блокам и площадям разработки не представляет трудностей. Накопленная и текущая добыча является суммой количеств добытой нефти (газа, воды, жидкости) отдельных скважин, входящих в группы, ряды скважин, участки, зоны, блоки и площади разработки.

Наиболее сложным является распределение добычи нефти (жидкости) между пластами многопластового месторождения при их совместной эксплуатации одной системой скважин.

При выполнении этой работы в первую очередь выделяются скважины, в которых работает только один какой-либо пласт. Остальная добыча (из совместных скважин) распределяется в зависимости от принятого метода.

Количество добытой нефти (жидкости) по каждому пласту можно определить: 1) пропорционально гидропроводности пластов (в скважине); 2) пропорционально произведению гидропроводности пласта в скважине на перепад давления; 3) пропорционально удельным дебитам; 4) по данным исследования пластов глубинными дебитомерами; 5) по контролю за физико-химическими параметрами нефти и воды - коэффициентом светопоглощения нефти, солевым составом воды, содержанием микроэлементов (кобальта, ванадия); 6) по данным термометрии и др.

Если, например, распределение добычи основано на определении удельных дебитов нефти и жидкости (дебиты на 1 метр перфорированной толщины пласта) - способ третий, - рассчитанных с учетом промысловой информации о раздельной эксплуатации пластов, толщинах пластов при раздельной и совместной эксплуатации, дебитах и обводненности скважин, то, кроме того, необходимо учитывать данные гидродинамических исследований скважин и соотношение суммарных годовых отборов на 1 скважину каждого пласта при раздельной эксплуатации и результаты скважинной дебитометрии - при совместной. По полученным удельным дебитам нефти и жидкости определяют процентное соотношение отборов по пластам.

Этот способ имеет недостаток, заключающийся в том, что в процессе разработки многопластового месторождения могут быть отклонения от проекта и изменения в схеме расположения скважин, в системе воздействия. Удельные дебиты нефти и жидкости и их процентное соотношение не являются неизменными во времени и нуждаются почти в ежегодной корректировке.

Если в основу распределения добычи положены данные дебитометрии (способ четвертый), то в условиях механизированной добычи распределение нефти также проводят с учетом гидропроводности каждого пласта, влияния закачки, особенностей геологического строения и т.д. В условиях гидродинамической связи между пластами на участках слияния коллекторов и по стволу скважин количество нефти, непосредственно отобранной из данного пласта добывающими скважинами, может не отражать действительного состояния выработки запасов. В силу этого, по имеющейся информации о состоянии заводнения коллекторов, о характере изменения ко-

эффициента охвата дренируемых пластов заводнением по толщине, подсчитываются запасы нефти в заводненном объеме каждого пласта, и вся добытая нефть распределяется по пластам пропорционально этим запасам (с учетом различия коэффициентов вытеснения по пластам).

При недостаточности исходной информации и ее объективно неполной достоверности, авторы обязаны прибегать к использованию всех имеющихся в наличии геолого-промысловых данных для более обоснованного решения вопроса о распределении отборов по пластам при их совместной эксплуатации.

Таким образом, для распределения добычи нефти и жидкости необходимо:

1)    распределить фонд добывающих и нагнетательных скважин по группам с учетом работающих в скважине пластов;

2)    для группы скважин с одним работающим пластом определить по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости;

3)    по группам скважин с совместно работающими пластами выделить обводненные пласты;

4)    на основе данных дебитометрии с привлечением всей имеющейся промысловой информации и исследований установить по каждой скважине по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости по пластам;

5)    на основе суммирования текущей и накопленной добычи нефти и жидкости по пластам и скважинам установить значение этих показателей по каждому пласту в целом;

6)    определить процентное соотношение отборов нефти и жидкости отдельных пластов в общей добыче месторождения, на основе которых принять соотношение для деления добычи при прогнозных расчетах;

7)    впоследствии на основе подсчета остаточных запасов нефти осуществить контроль и корректировку полученных отборов по пластам.

В процессе создания постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождения большой объем работ приходится на “подгонку” истории разработки. Обычно “подгонка” производится при заданных дебитах жидкости по скважинам, т.е. при моделировании используются данные о распределении добычи по пластам, полученные вышеизложенными методами. В то же время, в процессе “подгонки” может выявиться, что проведенное распределение необходимо скорректировать для того, чтобы не только дебиты жидкости, но и модельные значения пластовых давлений и параметров пласта соответствовали фактическим замерам в отдельных пластах моделируемых скважин. Таким образом, процесс “подгонки” истории разработки является еще одним методом распределения отборов жидкости и нефти по пластам при их совместной эксплуатации.

5.2.3. Содержание и методы построения карт и графика разработки

Карты текущего состояния разработки (рисунок Г4) составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных и газонефтяных месторождений. По месторождениям, на которых закончено бурение основного фонда скважин, карты составляются дважды в год; по состоянию на 1 января и 1 июля; по месторождениям, находящимся в стадии разбуривания, карты составляются каждый квартал.

Карты текущего состояния разработки выполняются на основе карты начальных или текущих нефтенасыщенных толщин или карты начальных удельных геологических запасов нефти.

В выбранных авторами масштабах, в виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка соответственно по каждой добывающей и нагнетательной скважине. Данные берутся из ежемесячных отчетов по добыче нефти и закачке воды. Все данные в поверхностных условиях: добыча жидкости в т/сут, закачка воды в м³/сут. Масштаб диаграмм линейный и может быть различным для добычи жидкости и закачки воды. Выбранный масштаб обязательно приводится в условных обозначениях карты

1 см радиуса = т/сут; ... м³/сут.

Дебит нефти (в т/сут) и процент воды по малодебитным скважинам, которые невозможно изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, обозначаются цифрами под номером 349

скважин, например, j-_Q__73% •

РД 153-39.0-110-01

Обводненность продукции скважин (весовой процент воды) показывается в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол сектора находится из соотношения

добыча воды, жидкости. Угол откладывается только от положитель

ной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

Способ эксплуатации изображается штриховкой или раскраской круговых диаграмм. При применении штриховки используются следующие обозначения:

Для того, чтобы карта не была перегружена штриховкой, целесообразно наиболее распространенный способ эксплуатации показывать вообще без штриховки, остальные способы изображаются указанными выше знаками.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

При наличии соответствующих данных на карте можно представить причины обводнения скважин. Тогда пластовая (подошвенная и законтурная) вода изображается зеленым цветом, закачиваемая - голубым, а “посторонняя” (техническая) - розовым.

Фонд скважин эксплуатационного объекта показывается с разбивкой по основным категориям.

Основные категории добывающих и нагнетательных скважин: проектные, действующие (пробуренные), в бурении, в освоении, в консервации и бездействии, ликвидированные. Из числа проектных скважин обязательно выделяются проектные скважины текущего года (закрашиваются красным цветом) и намеченные к бурению в следующем году (закрашиваются розовым цветом).

Разведочные скважины должны быть подразделены на пробуренные и находящиеся в бурении. На карте необходимо также показать пьезометрические и контрольные скважины.

Горизонтальные скважины обозначаются в виде черты, направление которой на карте по азимуту должно соответствовать фактическому (проектному) направлению.

Условные обозначения перечисленных выше скважин согласованы с обозначениями работы [7]. В случае представления скважин других категорий, их изображения принимаются также согласно [7].

На картах текущего состояния разработки также должны быть нанесены линии выклинивания продуктивного горизонта и положение начальных, а по возможности и предполагаемых текущих контуров нефтеносности и газоносности. Внешние и внутренние контуры нефтеносности и газоносности изображаются в соответствии с таблицей 17 [7].

Изолинии начальных или текущих нефтенасыщенных толщин вычерчиваются тонкими сплошными линиями черной тушью, допустимо их разрежение.

В связи с достаточной загруженностью карты нанесение на нее какой-либо дополнительной информации, кроме перечисленной выше, не рекомендуется.

Для целей анализа разработки, помимо карты текущего состояния разработки, необходимо иметь также карту накопленных отборов жидкости и накопленной закачки воды - карту разработки.

Карты разработки обычно составляются раз в год по состоянию на 1 января.

Эти карты строятся по тому же типу, что и карты текущего состояния разработки, только на круговых диаграммах изображаются суммарные с начала разработки добыча жидкости (по добывающим скважинам) и закачка воды (по нагнетательным скважинам) в поверхностных условиях. Количество добытой воды представляется в виде сектора. Масштаб диаграмм площадной, желательно один и тот же для изображения добычи жидкости и закачки воды.

2 РД 153-39.0-110-01

При составлении карт разработки может встретиться случай, когда по одной и той же скважине есть и добыча нефти и закачка воды (при переводе добывающей скважины в нагнетательную или при отработке на нефть нагнетательной). По такой скважине должны быть показаны две диаграммы, причем диаграмма закачки изображается верхним планом, диаграмма добычи -

нижним. При условии У 0_нагн > У Q_ot6 (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии У Q_HarH < У Q_OTfi (б) обе диаграммы наносятся сплошной линией, а сектор, отражающий

добычу воды, - пунктиром под диаграммой закачки. Соответственно наносится и раскраска, однако добыча воды должна быть представлена, в отличие от закачки, другим оттенком голубого цвета или зеленоватым.

Примечание. Условные обозначения типов скважин, способов добычи, контуров нефтеносности и другие обозначения могут отличаться от приведенных выше.

Способы эксплуатации на этих картах не показываются.

Все остальные обозначения, касающиеся категорий скважин и контуров нефтеносности и газоносности те же, что и на картах текущего состояния разработки.

Для решения конкретных задач по регулированию процесса выработки запасов нефти из многопластовых объектов при их совместной разработке, таких как выдача рекомендации по бурению дополнительных скважин на отдельные пласты, создание дополнительных очагов заводнения, забуривание вторых стволов в старых скважинах, ОПЗ и др., целесообразно составлять карты темпов выработки запасов.

Для этого по каждой скважине и по каждому пласту, кроме годового отбора и закачки воды в пласт, определяют начальные извлекаемые (или геологические) запасы.

Запасы по скважинам и пластам рассчитывают исходя из емкостной характеристики дренируемого скважиной участка, используя при этом формулу объемного метода подсчета запасов нефти.

В условиях разработки объекта на естественном режиме площадь, приходящаяся на каждую конкретную скважину, равна произведению расстояний между скважинами в ряду и между рядами.

В случае внутриконтурного заводнения принимают условно, что добывающая скважина 1-го ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине -расстоянию между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами. Скважина П ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между I и П рядами и т.д.

По нагнетательным скважинам определяют темп закачки исходя из годового объема закачки воды в скважину и извлекаемых запасов, приходящихся на одну нагнетательную скважину при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном 1:1. При соотношении 1 : 2 эти запасы удваиваются и т.д.

На карте темпов выработки запасов наносят фонд скважин, контуры нефтеносности или границы пласта.

Величину темпа отбора или закачки наносят в масштабе на карту темпов выработки запасов, как это показано на рисунке ГЗ.

График разработки (см. Приложение В) дает динамику изменения по годам основных технологических показателей разработки: текущей и накопленной с начала разработки добычи нефти, жидкости, газа (в поверхностных условиях), закачки воды, весового (среднегодового) процента воды, пластового давления в зоне отбора. Для нефтяных залежей, разрабатываемых при естественном упруго-водонапорном режиме, газонефтяных залежей дополнительно приводится изменение текущего газового фактора. На оси абсцисс откладываются годы разработки, которые рассматриваются как интервалы времени. Накопленные показатели наносятся на конец го-

РД 153-39.0-110-01

да. Текущие, в том числе и процент воды, рассматриваются как среднегодовые и наносятся точкой на середину года.

Пластовое давление наносится точкой на середину временного интервала (квартала, года).

5.3. Характеристика системы воздействия на пласт

На месторождениях, разрабатываемых при нагнетании воды, могут применяться несколько видов заводнения: законтурное, внутриконтурное, очаговое, площадное, избирательное, барьерное. Поэтому в начале раздела необходимо указать, какие виды заводнения применяются на месторождении, когда и на каких площадях началось внедрение и коротко описать их развитие. Если кроме заводнения на месторождении применялись или применяются другие системы воздействия, они должны быть указаны. Необходимо также указать какие промышленные работы с применением методов увеличения нефтеотдачи проводятся на месторождении.

Так как показатели разработки, характеризующие закачку (количество текущей и накопленной закачиваемой воды, среднесуточная закачка на одну скважину, текущая и накопленная компенсация закачкой отбора, давление нагнетания, давление на линии нагнетания) представлены в таблицах Д9 и Д10, то в настоящем разделе следует показать их в сравнении с проектными данными и в сопоставлении по отдельным площадям и объектам эксплуатации, а также показать причины, в том числе и организационные, вызвавшие их изменение во времени и влияние их изменения на работу месторождения в целом, то есть показать изменение и перераспределение закачки по площади месторождения и по объектам, причины этих изменений и результаты их влияния на разработку месторождения.

Если на месторождении проводились работы по увеличению давления нагнетания с целью интенсификации процесса разработки и подключения невырабатываемых прослоев, указать объемы и результаты этих работ. Если внедрялось циклическое заводнение, то дать его характеристику и результаты.

Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки.

Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов между соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:

IQ. = IQ, + |5*AP_njIV + AQ₃,    (5.1)

где IQ. - объем закачки за анализируемый период (можно по годам или еще дробнее); IQ.-отбор жидкости за анализируемый период с половины площади, примыкающей к ряду нагнетательных скважин; р* - коэффициент упругоемкости пласта на прилегающей площади; ДР_ПЛ - изменение пластового давления на прилегающей площади за анализируемый период; V - объем пласта в пределах прилегающей площади; AQ₃ - потери закачки (утечки в другие пласты из-за негерметичности колонны, потери на поверхности и др.).

Так же как и при распределении добычи нефти и жидкости, наибольшую сложность и условность представляет собой распределение закачки между пластами многопластового месторождения с использованием данных расходометрии. Более простой способ заключается в распределении закачки пропорционально накопленной добыче жидкости пластов.

Особенно большие трудности с определением истинных величин попадания в пласты закачиваемой воды в нагнетательные скважины и их распределение по отдельным пластам возникают при создании постоянно действующих геолого-технологических моделей и “подгонке” истории разработки. Эти трудности возникают в связи с тем, что промысловая информация по закачке воды весьма скудна и неточна, в особенности это относится к объемам закачки. Ввиду негерметичности эксплуатационных колонн, нарушений в цементном кольце между колонной и породой и в силу других причин, в большинстве случаев объем закачиваемой воды, замеренный на кустовых насосных станциях, и объем поступающей в пласт воды резко отличаются друг от друга. И разница между этими величинами постоянно изменяется во времени. Задача определения точных объемов воды, поступающей в пласты при ее закачке, еще более неопределенна при закон-

15

РД 153-39.0-110-01

Предисловие

1.    РАЗРАБОТАН Федеральным государственным учреждением “Экспертнефтегаз” Министерства энергетики Российской Федерации.

Творческая группа в составе: Базив В.Ф., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Гавура В.Е., Иоффе О.П., Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н., Подлапкин В.И., Сазонов Б.Ф., Свиридова Л.Н., Фазлыев Р.Т., Юрьев А.Н., Яшин Ю.Н.

ВНЕСЕН Департаментом разработки и лицензирования месторождений Министерства энергетики Российской Федерации.

2.    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. №29.

3.    В настоящем документе реализованы нормы Закона Российской Федерации “О недрах”.

Настоящий руководящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Минэнерго России.

П

турном заводнении, т.к. отсутствует или крайне недостаточна информация о состоянии пластового давления в законтурной области и не имеется данных о фильтрационных свойствах этой области (проницаемость, толщина пластов, наличие или отсутствие непроницаемых границ). Именно в силу отмеченных причин при создании постоянно действующих геолого-технологических моделей для залежей, имеющих историю разработки, необходимо особенно внимательно обосновывать истинные объемы поступающей в пласты закачиваемой воды, а не принимать объемы закачки, измеряемые на кустовых насосных станциях, за истинные объемы поступления воды в пласты.

5.4. Характеристика энергетического состояния месторождения

Уточнение энергетической характеристики месторождения производится, как правило, по результатам его пробной эксплуатации, однако вследствие (как это часто бывает) недостаточного срока такой эксплуатации уточнение энергетической характеристики проводится и при анализе разработки месторождения. При анализе разработки для выполнения этой работы исследователи располагают большим количеством замеров давлений, динамикой давлений, новыми данными о взаимодействии зоны отбора с газовой шапкой, законтурной областью и с зоной нагнетания, дополнительными материалами о взаимодействии отдельных площадей и пластов и т.д., полученных в процессе разработки месторождения.

В понятие энергетической характеристики входит режим залежи, запасы и расход ее энергетических сил, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.

Режим нефтяной залежи, как правило, устанавливается при проектировании разработки и определяется природными условиями залегания нефти, физическими свойствами коллекторов нефти, газа и пластовой воды, строением пласта в законтурной области. На эксплуатируемых месторождениях режим зависит также от созданных в результате внедрения проекта условий выработки нефти.

При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруго-водонапорный, смешанный, гравитационный.

Проявление режима сказывается во взаимосвязи между отбором нефти и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т.д.

Как известно, большинство нефтяных и газонефтяных залежей разрабатываются при режиме вытеснения нефти водой, создаваемом путем различных видов нагнетания (законтурное, вну-триконтурное, площадное, избирательное, очаговое и их комбинации). Газонефтяные залежи разрабатываются обычно также при закачке воды, где кроме законтурного или какой-либо разновидности внутриконтурного нагнетания создается еще барьерное заводнение, а иногда наряду с закачкой воды используется режим газовой шапки (при наклонном пласте и на первых стадиях разработки).

В связи с этим одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко.

При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруго-водонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

ДУ₃ = (3*V₀AP,    (5.2)

где ДУ₃ - запас упругой энергии залежи; |3* - коэффициент упругоемкости пласта

Р* = ^тР_ж + Р_с;

РД 153-39.0-110-01

Содержание

1.    Область применения............................................................1

2.    Общие положения и основные принципы геолого-промыслового анализа разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений ........................................1

3.    История разработки и содержание проектных документов

на разработку месторождения....................................................4

4.    Уточнение геологической характеристики месторождения ..........................5

4.1.    Уточнение характеристики геологического строения...........................5

4.2.    Уточнение основных параметров пластов эксплуатационного объекта............6

4.3.    Уточнение расчлененности эксплуатационного объекта и толщин пластов........6

4.4.    Показатели неоднородности пластов .........................................8

4.5.    Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов .... 9

4.6.    Запасы нефти и газа........................................................9

5.    Анализ текущего состояния разработки месторождения............................10

5.1.    Характеристика фонда скважин.............................................10

5.2.    Характеристика отборов нефти, газа и воды..................................10

5.2.1.    Общие указания по анализу некоторых технологических показателей

разработки...........................................................10

5.2.2.    Методы распределения отборов нефти и жидкости по пластам

при их совместной эксплуатации .......................................11

5.2.3.    Содержание и методы построения карт и графика разработки .............12

5.3.    Характеристика системы воздействия на пласт................................15

5.4.    Характеристика энергетического состояния месторождения....................16

5.5.    Динамика обводнения залежи...............................................19

6.    Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков месторождения .... 21

6.1.    Изучение характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам

месторождения ...........................................................21

6.1.1.    Методы электрометрических исследований скважин......................21

6.1.2.    Методы радиометрических исследований скважин........................22

6.1.3.    Косвенные методы определения текущего положения ВНК ...............22

6.1.4.    Метод прослеживания обводненных интервалов..........................25

6.1.5.    Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин

с помощью характеристик вытеснения ..................................26

6.2.    Определение степени воздействия и охвата пластов нагнетанием................26

6.3.    Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения и нефтеотдачи

в обводненной зоне пласта..................................................28

6.4.    Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом сравнения

характеристик вытеснения..................................................31

7.    Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки

и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин .......................32

7.1.    Выполнение мероприятий по контролю за процессом разработки...............32

7.2.    Характеристика технического состояния фонда добывающих и нагнетательных

скважин..................................................................32

8.    Оценка эффективности процесса разработки. Гйдродинамические методы повышения

нефтеотдачи............................... 33

8.1.    Классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи

пластов (ГМПН) или методов регулирования .................................33

8.2.    Порядок проведения работ по определению эффективности ГМПН пластов......34

8.3.    Методы расчета технологических показателей разработки базового варианта .... 35

9.    Основные выводы из анализа разработки месторождения ..........................38

Приложение А. Библиография....................................................38

Приложение Б. Список сокращений................................................39

Приложение В. Форма представления графических материалов к отчету

по анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений...................39

Приложение Г. Рисунки..........................................................42

Приложение Д. Таблицы......... 49

III

Т    ОКСТУ-01

Ключевые слова: нефтяное месторождение, геолого-промысловый анализ, анализ разработки, запасы нефти и газа, методы анализа, оценка эффективности, контроль за разработкой, коэффициент нефтеотдачи.

Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01)

Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

Компьютерная верстка Рудницкая А. В.

Корректор Акищева Н.Г.

Подписано в печать 09.04.2002 г. Формат 60 х 88'/а- Гарнитура “Таймс”. Печать офсетная. Уел. печ. л. 8.0. Уел. кр.-отг. 12.2 тыс. Уч.-изд. л. 6.1. Тираж 2000 экз. Заказ 6025

Издание осуществлено при поддержке НОУ “Институт нефтегазового бизнеса”.

Изд. лиц. ИД № 03342 от 20.11.2000 г.

117606, Москва, проспект Вернадского, 84 тел. (095)4360911, E-Mail: info@petroleum.ru; http://www.petroleum.ru

Оригинал-макет подготовлен ООО МАИК “Наука/Интерпериодика”. Изд. лиц. ИД № 04886 от 28.05.2001 г. 117997, ГСП-7, Москва, Профсоюзная ул., 90 E-Mail: compmg@maik.ru; http://www.maik.ru

Отпечатано

ППП ‘Типография “Наука”, 121099, Москва, Шубинский пер., 6

IV

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

Дата введения 01-03-2002

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает методические основы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных залежей и предназначены для использования научно-исследовательскими и производственными организациями ТЭК.

Наряду с указаниями в настоящем РД авторы анализов разработки могут дополнительно применять другие методы или новые методические решения, если они повышают обоснованность выводов для конкретных геолого-технических условий объекта разработки.

Настоящий РД содержит перечень исследований, необходимых для анализа разработки месторождений, однако, в зависимости от задач, поставленных перед конкретным геолого-промысловым анализом, особенностей геологического строения, систем и стадии разработки месторождения, объем и набор методов исследований и структура отчетов по анализу разработки может незначительно отличаться от приведенных в настоящем РД.

Анализ разработки месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью проектного технологического документа на разработку месторождения.

В отдельных случаях анализ разработки представляется в виде самостоятельного отчета. В таких случаях при рассмотрении в Минэнерго России проектного технологического документа на разработку месторождения, отчет по анализу разработки представляется одновременно с проектным документом.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Но в большей степени технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного месторождения, определяются виды исследований при проведении данной работы.

Первым шагом анализа является либо создание, либо пополнение, либо приобретение баз данных геолого-промысловых характеристик объекта разработки. Кроме того, необходимо располагать пакетом обрабатывающих программ, соответствующих форматам имеющихся баз данных.

В процессе геолого-промыслового анализа уточняются тип и размеры залежи, ее структурные и тектонические особенности (размывы, тектонические нарушения, поверхности несогласий и др.). Проводится уточнение начального положения ВНК и ГНК по данным бурения новых скважин, а также положение текущих отметок ВНК и ГНК разрабатываемых залежей.

Оценивается литологическая изменчивость продуктивного пласта, для чего строятся карты распространения коллекторов, которые должны нести следующую основную информацию: зоны наличия коллектора, зоны отсутствия коллектора, зоны распространения различных лито-типов коллектора и зоны слияния коллекторов с выше- и нижезалегающими продуктивными пластами.

1

На основании баз данных с использованием соответствующего программного обеспечения строят адресные геологические модели, используя эти модели для представления как объемного изображения продуктивного пласта, так и различных плоскостных изображений (геологические профили, горизонтальные срезы, схемы сопоставления и др.).

Обязательным требованием является насыщение любой геологической карты, профиля и вообще любого изображения продуктивного пласта данными о состоянии разработки пласта.

Основные литолого-физические характеристики объекта разработки уточняются по данным керна, ГИС и гидродинамических исследований. Эти исследования могут быть как стандартными, так и специального назначения. Разница между ними обуславливается лишь набором изучаемых свойств пород-коллекторов и теми задачами, которые необходимо решить для конкретного объекта разработки.

Уточнение неоднородности продуктивных пластов связано в первую очередь с детальной корреляцией продуктивных пластов-коллекторов объекта разработки. Наряду со стандартными способами ручного варианта используются автоматизированные способы корреляции разрезов скважин. Однако следует всегда отдавать предпочтение собственно корреляции в традиционном геологическом плане, так как геолог при проведении этой операции использует гораздо больше информации и собственный опыт, нежели алгоритм автоматической корреляции. Наилучшие результаты в части быстроты проведения этих исследований дает разумное сочетание традиционных и автоматизированных способов корреляции.

Часто использующийся для характеристики неоднородности объекта разработки сводно-статистический разрез учитывает лишь присутствие или отсутствие коллектора в вертикальном сечении. Этот широко используемый метод следует дополнить данными о количественных значениях основных литолого-физических параметров объекта разработки (пористости, проницаемости, нефтена-сыщенности и др.), что повышает информативность таких сводно-статистических разрезов.

В процессе геолого-промыслового анализа уточняются характеристики неоднородности объекта разработки - средние значения и вариации параметров, коэффициенты песчанистости, расчлененности, выполняется построение карт этих параметров для выбранных объектов продуктивного пласта (пачек, слоев и т.д.). При наличии соответствующих баз данных эти операции никаких трудностей не представляют.

Особое внимание уделяется уточнению физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газа. Если есть достаточное количество анализов, то изучается распределение свойств по площади и разрезу объекта разработки. Особое внимание следует уделять сопоставлению новых данных с начальными оценками, так как на свойства нефти (например, плотность и пересчетный коэффициент) может влиять продолжительность разработки объекта.

При анализе разработки ориентируются на запасы, числящиеся на балансе ФГУ НИИ Росгеол-фонда РФ. Если выполненный оперативный подсчет запасов показывает существенное расхождение с утвержденными запасами до составления проектного технологического документа на разработку, запасы необходимо представить на государственную экспертизу.

Особо следует подчеркнуть, что качество работ по анализу процесса разработки зависит от полноты выполнения программ исследовательских работ по контролю за разработкой продуктивных пластов с периодичностью и объемом, предусмотренными действующими инструкциями и руководящими документами по промысловым исследованиям пластов и скважин.

Лабораторные исследования керна и свойств пластовых жидкостей и газов, проводимые на образцах и пробах, характеризующих различные участки и зоны продуктивных пластов, направлены на уточнение изменчивости геолого-физических характеристик по площади и разрезу нефтяных залежей.

Геолого-промысловый анализ разработки месторождения (или залежи углеводородов) является непрерывным процессом, промежуточные результаты которого обобщаются к моменту составления любого проектного документа на разработку месторождения (технологической схемы разработки, проекта разработки или доразработки). В этой связи существует потребность и необходимость в единообразии представления материалов по анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений с тем, чтобы иметь возможность объективного сопоставления технологической эффективности извлечения запасов нефти из различных месторождений и залежей.

Наиболее важными задачами геолого-промыслового анализа процесса разработки являются оценки адекватности проектных решений конкретным горно-геологическим условиям залежей и месторождений и полноты выполнения проектных решений. В рамках решения этой двуединой, по существу, задачи выполняются:

- оценка энергетического состояния залежей;

2

РД 153-39.0-110-01

-    динамика изменения обводненности добываемой продукции;

-    оценка характера и степени выработки запасов нефти;

-    оценка эффективности методов повышения продуктивности скважин и увеличения нефтеотдачи пластов.

Анализ процесса разработки должен предусматривать сопоставление динамики технологических показателей разработки, как правило, в относительных (безразмерных) величинах (в зависимости от объемов прокачки, текущей нефтеотдачи, степени извлечения НИЗ и др.), с динамикой показателей разработки аналогичных месторождений. Кроме того, необходимо установить в какой степени процесс выработки запасов нефти соответствует теоретическим представлениям и законам гидродинамики. При выполнении работ по анализу разработки полезно использовать и мировой опыт, если это позволит более объективно оценить эффективность процесса извлечения нефти.

Вновь полученные исходные данные могут как изменять ранее принятые параметры и представления о геологической характеристике месторождения, так и подтверждать их правильность. Независимо от этого они обрабатываются и приводятся в отчете по анализу разработки.

При анализе разработки старых месторождений, находящихся в завершающих стадиях разработки, вполне вероятно отсутствие ряда исходных данных или их количество явно недостаточно для решения некоторых вопросов анализа. В этих случаях в отчете по анализу разработки должно быть объяснение, почему тот или иной раздел отчета не может быть выполнен и, по возможности, предложены мероприятия по получению необходимых данных.

В технологической части геолого-промыслового анализа основной упор должен быть сделан на изучение: 1) темпов разработки отдельных площадей и пластов месторождения, 2) коэффициентов охвата заводнением, 3) обводненности и загазованности участков и пластов и 4) определение выработанных и оставшихся запасов нефти и их структуры.

Анализ разработки залежей нефти, имеющих структурные особенности коллекторов (поли-миктовые коллекторы, известняки, доломиты и т.д.) или аномальные свойства нефтей (высокая вязкость, повышенное содержание парафина, асфальтенов, смол и др.), эксплуатируемых при вытеснении нефти водой, по видам исследований не отличается от геолого-промыслового анализа залежей, представленных терригенными коллекторами с обычными свойствами нефтей, насыщающих их.

В настоящее время нет промысловых исследований, которые указывали бы на какие-то осложнения при разработке залежей с полимиктовыми коллекторами. На таких залежах не наблюдается на забоях скважин заметного выделения породообразующих неустойчивых компонентов, а также снижения проницаемости в призабойной зоне вследствие их набухания.

Карбонатные коллекторы, представленные различными типами известняков и доломитов, характеризуются высокой неоднородностью и имеют часто высоковязкие (10-60 сП) и слабо газонасыщенные нефти. Отсюда низкая продуктивность скважин и низкая нефтеотдача. При геологическом изучении особое внимание уделяется установлению различных показателей неоднородности. Детальная корреляция таких пластов затруднительна.

При выполнении анализа разработки месторождений неньютоновских нефтей необходимо обратить внимание на анализ и уточнение физических свойств нефтей, температурное и барическое состояние пластов, продуктивность скважин и их реагирование между собой и на нагнетание, на характер и особенности перемещения ВНК. Мероприятия по усовершенствованию системы разработки должны учитывать структурно-механические свойства нефтей и их зональные изменения. Контроль за разработкой должен быть направлен главным образом на периодические исследования в различных частях залежи фактических градиентов давления и температуры пласта.

Анализ разработки газонефтяных залежей (ГНЗ) будет иметь некоторые особенности по сравнению с нефтяными залежами. Специфика определяется условиями совместного залегания в пластах нефти и газа - двух полезных ископаемых, отличных по физическим свойствам, условиям и полноте их извлечения из пористой среды. Различное сочетание объемов порового пространства, занятых нефтью и газом, энергетические возможности пластовых систем, к которым приурочены газонефтяные залежи, определяют наличие большего числа систем разработки ГНЗ, чем количество систем для разработки нефтяных месторождений, а следовательно, и особенности разработки залежей.

Анализ разработки ГНЗ при вытеснении нефти водой должен проводиться систематически, освещая, помимо указанных выше положений анализа разработки нефтяных залежей, следующее.

3

Для газонефтяных залежей с активной подошвенной водой, для которых запроектирована опережающая выработка нефти при удержании ГНК в первоначальном положении путем отбора контролируемых объемов газа, необходимо контролировать положение ГНК, сокращение нефтяного слоя, распределение пластового давления в газовой шапке, давление в водонапорной системе вблизи ВНК, степень обводненности и динамику газового фактора при определенном запроектированном интервале перфорации в отношении обоих контактов (ГНК и ВНК). Большое значение имеет изучение поведения поверхности газ-нефть в процессе разработки и определение объемов вторжения нефти в газонасыщенную зону или газа в нефтяную с целью предотвращения их потерь. Анализ этих показателей наряду с динамикой других фактических данных позволит своевременно принять решение по регулированию процесса разработки.

При разработке ГНЗ с активной подошвенной водой важным фактором, определяющим рациональность системы разработки, является расположение интервала перфорации относительно ВНК и ГНК и степень вскрытия пласта. Оптимальное размещение интервала перфорации должно удовлетворять основным требованиям: 1) обеспечению максимальных безводных и без-газовых дебитов нефти (то есть не допустить прорыв воды и газа) и 2) наиболее полному охвату нефтяной зоны вытесняемой водой.

Первое требование направлено на сокращение сроков разработки и увеличение безводной добычи нефти при нормальном газовом факторе. Оно достигается оптимальным расположением интервала перфорации относительно контактов и степенью вскрытия пласта. Второе требование должно, в конечном счете, обеспечить максимальную конечную нефтеотдачу. Величина последней лимитируется величиной остаточного нефтяного слоя, эксплуатация скважин при которой на безводных и безгазовых дебитах достигает предела рентабельности.

Разработка газонефтяных залежей слоистых пластов с краевой водой, имеющих широкие нефтегазовые зоны, как правило, ведется при законтурном (приконтурном) и при внутриконтур-ном (барьерном) заводнении.

При этом анализу подлежат величины пластовых давлений на линии нагнетательных скважин на барьерах, а также в газовой шапке, нефтегазовой и нефтяной зонах вблизи барьеров.

С этой целью строятся карты изобар в вышеуказанных зонах.

3. ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изложение истории разработки месторождения должно начинаться с указания времени начала работы первых добывающих скважин, их начальных дебитов, добычи нефти по ним в период пробной эксплуатации отдельных скважин, месторождения или его участка.

Приводятся основные положения первого проектного документа (технологическая схема или проект разработки), в соответствии с которым осуществлялось разбуривание месторождения. В таком же плане описываются кратко другие проектные документы, последовательно внедряемые на месторождении. Если на месторождении внедрялись какие-либо отдельные проектные решения или указания вышестоящих органов, изменяющие или дополняющие первоначальный или последующие проектные документы, то указывается суть этих документов и причины, вызвавшие их появление.

В качестве рекомендаций, внедряемых на месторождении, необходимо рассматривать не только предложения по изменению или дополнению схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин и их плотности, изменению или усовершенствованию системы воздействия, но и предложения по изменению технологии процесса разработки, интенсификации его, а также предложения по внедрению различных мероприятий по регулированию, осуществляемых в массовом масштабе.

Как известно, одним из аспектов, объясняющих необходимость выполнения геолого-промыслового анализа разработки разрабатываемого нефтяного или газонефтяного месторождения, является углубленная проработка отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование имеющейся на данный момент системы разработки, повышение ее эффективности и увеличение нефтеотдачи.

Естественно, начиная эту работу, исследователь должен располагать данными последнего проектного документа.

Исходные данные проектного документа, принятая система разработки и основные проектные технико-экономические показатели разработки являются отправной точкой анализа разра-

4

РД 153-39.0-110-01

ботки и тем эталоном, с которым производится сопоставление фактического состояния и фактических показателей разработки.

В связи с этим в отчете по анализу разработки обязательно приводятся основные положения последнего проектного документа, а именно: перечень объектов разработки, участков самостоятельной разработки, исходные данные по этим объектам и участкам, характеристика принятого варианта разработки, его технико-экономические показатели, приводится схема расположения проектных скважин.

Таблица исходных данных, принятых для технологических расчетов, и таблица основных проектных показателей даются в полном соответствии с аналогичными таблицами руководящего документа по составлению проектов и технологических схем [2].

4. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Уточнение характеристики геологического строения

Краткая геологическая характеристика месторождения должна начинаться с указания продуктивных горизонтов и объектов разработки. Если имеются новые, по сравнению с последним проектным документом, данные о литолого-стратиграфическом строении разреза отложений, слагающих месторождение, и выделяются новые реперные горизонты, то в отчете приводится уточненный литолого-стратиграфический разрез вскрытых отложений и дается его краткое описание.

Уточняются тип и размеры залежи, ее структурные и тектонические особенности (размывы, несогласия, дизъюнктивные нарушения и т.п.). Уточнение глубин залегания кровли и подошвы продуктивных пластов производится по всем скважинам с учетом вновь пробуренных, для чего используются как данные геофизических исследований, так и изучение кернового материала, полученного в процессе бурения.

При анализе разработки пользуются как начальным, так и текущим положением водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов и контуров. На первой стадии разработки производится уточнение начального положения ВНК и ГНК по данным бурения новых скважин, а также определяется их продвижение в процессе эксплуатации залежи, а на последующих стадиях отмечается только перемещение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, то есть их текущее положение на дату анализа.

Полученные по геофизическим исследованиям данные о ВНК и ГНК обязательно сопоставляются и увязываются с результатами Опробования скважин. Если колебания в отметках начального положения ВНК и ГНК по отдельным скважинам не превышают ошибки определения отметок в скважинах (2-5 м), то принимают среднюю по скважинам отметку за начальное положение ВНК и ГНК. При более высоких колебаниях в отметках ВНК необходимо строить схематичную карту поверхности ВНК, и положения внешнего и внутреннего контуров находят путем поочередного наложения этой карты на структурные карты кровли и подошвы продуктивного объекта.

Если продуктивный пласт неоднороден и расчленен на отдельные пачки и зональные интервалы, то положение контуров устанавливается с учетом зон выклинивания и слияния выделенных пачек и зональных интервалов. При этом в текстовой части отчета должны быть указаны особенности построения контуров нефте- и газоносности.

Для решения ряда вопросов анализа разработки, таких как представление и прогнозирование направления движения воды, выявление тупиковых и застойных зон пласта, выработки эффективных мероприятий по регулированию и улучшению состояния разработки, исходя из литолого-коллек-торской изменчивости продуктивных пластов, строятся карты распространения коллекторов.

Карты строятся при наличии большого числа пробуренных скважин, то есть при проведении анализа разработки в периоды после окончания разбуривания значительных участков залежи по проектному документу.

Карты распространения коллекторов строятся по каждому из пластов многопластового месторождения на основе данных об условиях осадконакопления пород, слагающих продуктивный пласт, и данных о взаимодействии скважин.

На картах распространения коллекторов выделяются области четырех типов: отсутствие коллекторов, наличие коллекторов, распространение низкопроницаемых коллекторов и зоны слияния пластов.

При составлении карт распространения коллекторов наибольшую трудность представляет определение положения границ между различными областями. Для этого в первую очередь необходимо выявить общие закономерности: улучшение или ухудшение свойств коллекторов в ка-

5