Промысловая документация 4 страница

1/2Q2+H2S -».H20+S.

Эти реакции приводят к образованию осадков карбоната и сульфата кальция, а также свободной серы, кольматирующих и цементирующих поры, пустоты, трещины в породах, ухудшающих фильтрационно-емкостные свойства продуктивных горизонтов.

При закачке воды внутрь контура нефтеносности большое значение приобретают нефтевымывающие свойства вод, связанные с поверхностной активностью вод на границе с нефтью.

При выборе водоисточников для заводнения необходимо учи­тывать возможность сероводородного заражения. Сероводород может образоваться в результате взаимодействия сульфатсо-держащих закачиваемых вод (речных, озерных, морских) с нефтью при участии бактерий, заносимых с закачиваемыми водами. В со­ответствии с реакциями, рассмотренными в разд. 8.6, образуется сероводород, вызывающий коррозию металла и цемента. Это явление наиболее широко проявляется на нефтяных месторождениях с интенсивной закачкой вод при значительном обводнении залежей и отмечен в различных нефтедобывающих районах (Арланское, Ромашкинское, Жетыбайское, Узеньское и другие месторождения). При обнаружении сульфатредуцирующих

-255 -

бактерий в водах, предлагаемых для закачки в продуктивные пласты, следует проводить их обработку - стерилизацию, чтобы избежать образования сероводорода.

А. Р.Ахундовым сформулированы требования к качеству воды для внутриконтурного заводнения нефтяных залежей Азер­байджана, которые могут учитываться при аналогичных работах и в других районах. Они предусматривают, что закачиваемая вода должна: обладать высокой нефтевымывающей способностью; по составу быть стабильной,при температуре пласта не давать осадка солей; по составу быть близкой к пластовой; не иметь взвеси более 1 мг/л; не содержать различных солей, способных выпадать в осадки; не содержать глинистых частиц; не содержать нефти более 3-5 мг/л; не обладать коррозионными свойствами.

Перечисленные основные требования к качеству воды предусматривают изучение природных вод различных водоисточников и изыскание необходимых методов обработки воды для доведения их до требуемых кондиций.

10.6. Гидрогеологические данные и методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений

Гидрогеологические данные, полученные в результате опробования продуктивных и водоносных горизонтов, в процессе разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений могут быть представлены в виде разрезов, профилей, карт и графиков. Для построения гидрогеологического разреза используются наиболее достоверные, типичные или средние анализы вод по отдельным горизонтам, данные о статических уровнях, составе водорастворенных газов, сведения о температуре и содержании микрокомпонентов, а также вся информация о подземных водах в виде различных коэффициентов, характеризующих специфические особенности вод продуктивных пластов. В качестве примера приведен гидрогеологический разрез Ярино-Каменоложского месторож­дения, составленный И.Н.Шестовым (рис.63).

При существенном изменении состава вод по площади целесо­образно построение гидрогеохимических карт для отдельных пластов. Такие карты позволяют детально изучать изменения состава вод в зависимости от геологического строения, особенно при наличии зон выклинивания, стратиграфических несогласий, экранирующих тектонических нарушений и т.п. Показательными

-256 -

?0 7

Рис.63. Гидрогеологический разрез Ярино-Каменноложского месторождения (по И.Н. Шестову):

1 - известняки, 2 - доломиты; 3 - глины (аргиллиты); 4 - песчаники, алевролиты; 5 -гипс, ангидрит; б - основные водоупоры; 7 - зоны древнего карста

могут быть карты, построенные до начала разработки и пополняющиеся данными, уже полученными в процессе эксплуатации. Сопоставление таких карт дает возможность судить о характере обводнения залежи в процессе разработки.

17 Каналин

-257-

Наряду с гидрогеологическим разрезом и гидрохимическими картами целесообразно построение гидрохимических профилей, особенно если месторождение имеет сложное строение. При построении гидрогеологических профилей используют всю инфор­мацию о составе подземных вод; сведения о минерализации, типах вод и т.п. Такие гидрохимические профильные разрезы были выполнены Г.М.Сухаревым (1956) для сложнопостроенных нефтегазовых месторождений Терско-Сунженской области (Октябрьского, Гора-Горского, Вознесенского).

Для наглядного изображения изменения состава вод, особенно в процессе заводнения, используются различные графики, составленные по материалам отдельных скважин, графики зависимости между отдельными геохимическими параметрами, предназначенными для выявления гидрогеохимических показателей отдельных горизонтов, свит, пачек.

Вся геологическая и гидрогеологическая информация позволя­ет составить геолого-гидрогеологическую модель месторождения, которая уточняется в процессе освоения залежей. Исходя из зна­ния этой модели, по существу и составляется проект разработки и определяется технология добычи нефти и газа конкретных залежей.

Важной задачей, при решении которой используются данные нефтепромысловой гидрогеологии, является контроль за обводне­нием скважин и залежей в процессе разработки. При определении аварийных притоков вод в скважине сопоставляются данные о составе вод, поступающих в скважину, с составом вод эксплуати­руемых и вышележащих пластов. Различие в свойствах и составе исследуемой воды и вод пластов, эксплуатируемых данной скважиной, свидетельствует о наличии аварийного притока.

По сравнению с другими способами определения аварийных притоков, таких как электрометрия, закачка изотопов и термометрия, гидрохимический метод отличается невысокой стоимостью и оперативностью.

Подобные исследования проводились на месторождениях Урало-Поволжья В.И.Вищезеровым (1968). Так, на. месторождении Красный Яр наблюдалось интенсивное обводнение скважин, ранее дававших чистую нефть.

Часть исследователей считала это обводнение естественным, происходящим в результате замещения нефти пластовыми водами. Однако химические анализы попутной воды показали, что во многих скважинах она значительно отличается от пластовой. Детальные исследования подземных вод разреза отложений позволили установить, что попутная вода является посторонней и проникает в скважины через нарушения колонн вследствие

-258

сероводородной коррозии последних. Из 21 скважины, обследованной гидрогеологами, подверглись ремонту 11 скважин, и все они стали давать безводную нефть.

Гидрохимический метод определения притоков вод в скважинах возможен при детальном знании гидрогеологических показателей отдельных горизонтов, хорошей изученности свойств вод продуктивных пластов и изменения их по площади.

Гидрохимический метод контроля за обводнением залежей основан на наблюдениях за химическим составом вод, получаемых в процессе разработки залежи нефти и газа. При разработке залежей углеводородов на естественных режимах обводнение происходит за счет продвижения краевых (подошвенных) вод. По изменению состава вод в отдельных скважинах во времени можно судить о темпе и направлении перемещения вод по пласту при его эксплуатации.

Гидрохимический метод контроля обводнения применяется при разработке газовых и газоконденсатных залежей, где обводнение за счет законтурных вод, сопровождаемое заменой получаемой вместе с газом пресной конденсатной воды высокоминерали­зованной краевой, хорошо маркируется по резкому возрастанию минерализации или хлоридности. Опыт разработки газоконден­сатных месторождений Краснодарского края (Ленинградское, Каневское, Челбасское) показывает, что гидрохимический метод позволяет регулировать отборы газа, а также корректировать проведение ремонтно-изоляционных работ на месторождениях.

Гидрохимический метод контроля заводнения нефтяных залежей применялся п.к.азимовым, И.Б.Розенбергом, А.Р.Ахундо­вым, А-М.Никаноровым, Л.Н.Шалаевым и др. По составу попутной воды и изученным закономерностям смешения пластовой и нагне­таемой вод гидрохимический метод позволяет определить долю закачиваемой воды в составе попутной, оценить скорость пере­мещения закачиваемой воды в составе попутной, оценить скорость перемещения закачиваемой воды и судить о путях ее преимущественного движения.

На основе работ ряда исследователей (А.Н. Огильви и др.). А. Р. Ахундов (1969) предложил формулу для определения пропорций двух смешивающихся вод в составе смесей:

Х=

(С-.6)100 "А- В '

где Х- содержание первой воды в составе смеси, %; А - содержание какого-либо компонента химического состава (например хлора) в первой воде, мгокв/л; В- содержание того же компонента во второй воде, мг-экв/л; С - содержание того же компонента в смеси, мг-экв/л.

17* -259 -

В качестве первой воды (А) можно рассматривать пластовую воду, в качестве второй (В) воду, закачиваемую в пласт в целях поддержания давления, С - как попутную воду.

Формула справедлива для тех случаев, когда не происходит вторичных процессов, выпадения осадков, выделения газов и т.п. В противном случае нарушается прямолинейная зависимость, так как часть ионов выводится из состава вод-смесей.

Для более точного решения задачи рекомендуется определять все главнейшие компоненты состава вод, а затем выводить среднюю величину X, т.е.:

X^+X^+...+Хп ^л- ———— п ————'

где а'|, Х^,.... Хп - содержание первой воды в составе смеси,

определенные по отдельным компонентам (хлору, натрию и др.);

и - число рассматриваемых компонентов.

В качестве примера использования гидрохимического метода контроля заводнения следует привести результаты исследования, приведенные А-М.Никаноровым (1977) на месторождении Карабулак-Ачалуки. Нефтяная залежь в верхнемеловых отложениях месторождения Карабулак-Ачалуки приурочена к толще трещиноватых известняков мощностью около 300 м. Проницаемость обусловлена наличием трещин различной раскрытости. Максимальная трещиноватость наблюдается в сводовой части складки и на участках, примыкающих к тектоническим нарушениям, разделяющим залежь на пять блоков. Залежь подпирается водами хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 1100-1700 мг-экв/л. Начиная с 1959 г. началось нагнетание пресной воды в приконтурную зону пласта.

Результаты подсчета процентного соотношения вод пластовых и закачиваемых в смеси использованы для построения карт заводненности коллектора. Пример такой карты показан на рис.64, из которого видно, что внедрение закачиваемых вод в пласт происходит неравномерно. Положение фронта нагнетания локализовалось вокруг нагнетательных скважин, со временем удаляясь от них на различные расстояния, зависящие от перепадов давления и фильтрационных свойств коллектора. Динамика процесса заводнения может быть прослежена при сравнении таких карт, построенных на разные даты разработки. По разности заводненных объемов между какими-либо датами определяется объем, заполненный нагнетаемой водой в рассматриваемый, период времени. По анализу состояния нагнетания, скоростям продвижения вод и положению фронта

-260

Рис.64. Карта распределения нагнетаемой воды в заводненном объеме верхнемеловой залежи месторождения Карабулак-Ачалуки по состоянию на 01.01.1964 г. (по A.M. Никанорову):

1 - изогипсы на кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3

- линии равного процентного соотношения пластовой и нагнетаемой вод; скважины: 4

- добывающие, 5 - нагнетательные; зоны с содержанием нагнетаемой воды в пластовой (% по объему): б - от 0 до 50, 7 - более 50

нагнетания были сделаны рекомендации по ограничению отборов и закачки в некоторых добывающих и нагнетательных скважинах, т.е. конкретные рекомендации по регулированию разработки Карабулак-Ачалукского месторождения.

Гидрохимические методы контроля за обводнением и заводнением залежей нефти отличаются технической простотой, большой надежностью и экономичностью.

10.7. Гидрогеологические основы подземного хранения газа и захоронения промышленных стоков

Для подземного хранения газа, а также для захоронения промышленных стоков используются резервуары, которые могут быть приурочены к истощенным нефтяным и газовым пластам, водоносным пластам, а также к искусственно создаваемым емкостям в толщах солей, доломитов и гранитов. Первые подземные хранилища газа (ПХГ) начали обустраиваться на истощенных месторождениях углеводородов Самарской и Саратовской областей с 50-х годов. Сейчас такие хранилища есть и в России и за рубежом.

-261

Из-за неравномерности потребления газа в разное время года появилась необходимость создания сети газохранилищ в тех местах, где истощенных месторождений углеводородов нет. В этом случае ПХГ создаются в водоносных пластах. При проектировании и сооружении ПХГ основное значение имеет выяснение степени герметичности покрышки над резервуаром (пластом). При определении надежности покрышки в ПХГ используются гидрогеологические данные. Так, если между проектным и вышележащим водоносными горизонтами имеется гидравлическая связь, возможны перетоки и, таким образом, проектный горизонт непригоден для закачки в него газа.

При проектировании подземных газохранилищ в водоносном пласте П.Уизерспун, Т.Миллер, Р.Донован (1962) рекомендуют использовать гидрохимические и гидродинамические методы. Гидрохимический метод заключается в сравнении составов вод проектного и вышележащих горизонтов. Если химические составы вод проектного и вышележащих горизонтов различны, значит гидравлическая связь и перетоки между этими горизонтами отсутствуют, а следовательно, проектный горизонт пригоден для хранения газа. Если химический состав вод проектного пласта такой же, что и химический состав верхних вод, то вероятны гидравлическая связь и перетоки между ними. Следовательно, проектный пласт непригоден для хранения газа.

Гидродинамический метод заключается в следующем. Если пьезометрическая поверхность проектного пласта В (рис.65) располагается ниже пьезометрической поверхности вышележащего пласта А, то вероятность перетоков из В в А отсутствует, и значит пласт В пригоден для закачки газа. Этот случай изображен на схеме. При обратном соотношении пьезометрических поверхностей пластов закачка газа в пласт В нецелесообразна.

Получаемые этими методами положительные данные в последующем должны проверяться специальными наблюдениями при опытной закачке газа. Во время эксплуатации ПХГ следует наблюдать за теми изменениями естественных условий, которые возникают под влиянием закачки газа. Основная цель наблюдений заключается в фиксации утечки газа и расползании искусственной газовой залежи. Подземные хранилища сжиженных углево­дородных газов и нефти, преимущественно в солях, построены у нас и за рубежом. Так, в Германии в толще солей искусственно созданы камеры для хранения природных и сжиженных газов, а также нефтепродуктов общей емкостью до 40 млн. м³.

-262 -

Рис.65. Схема соотношений водоносных горизонтов с различными напорами для оценки условий хранения газов и жидкостей и захоронения промышленных стоков в водоносных пластах (по П. Уизерспуну и др.)

На рис.66 приведен геологический разрез соляного штока в Северной Германии, в толще которого созданы искусственные полости для хранения газа и нефтепродуктов. В США построены нефтехранилища в солях вблизи Мексиканского залива. Суммарный объем этих подземных емкостей составил 200 млн. м. Во Франции компания "Эльф-Юнион" (г. Гарфанвиль) построила подземное хранилище в скальном грунте объемом 1,9 млн. м³ для мазута и 600 тыс. м для бензина и газойля (А.Я.Гаев, В.Д.Шугорев, А-П.Бутолин, 1986). Гидрогеологические исследования при сооружении хранилищ для газа и нефтепродуктов в толщах солей проводятся в надсолевых отложениях с целью выяснения возможностей развития карста и контроля за утечкой углеводородов.

Еще в более широких масштабах используются естественные подземные резервуары для захоронения промышленных стоков. В нефтегазодобывающей промышленности захоронению подлежат сточные воды, которые не могут быть использованы и для которых не могут быть применены какие-либо способы очистки или уничтожения. При необходимости сброса сточных вод важное значение приобретает выявление в разрезе нефтегазовых месторождений поглощающих горизонтов и зон. Выбрать такие горизонты позволяет гидрогеологическая изученность разреза. Важнейшей гидрогеологической задачей, которая требует

Раздел

IV

Геологические основы проектирования, контроля и регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений

Глава J--1

Геологопромысловое обоснование систем разработки нефтяных и газовых залежей

11.1. Понятие о разработке и системе разработки

После окончания разведочных работ и подсчета запасов приступают к проектированию разработки. Проектные документы составляют на основе комплексного изучения геологопро-мысловых особенностей залежей продуктивных пластов, изучения их энергетической характеристики, полученной в процессе пробной эксплуатации. При этом намечаются мероприятия по осуществлению рациональной разработки месторождения, а также размещению добывающих, нагнетательных скважин по определенной системе. Что же следует понимать под разработкой и системой разработки?

Разработкой нефтяной (газовой) залежи (месторождения) сле­дует называть выполнение' комплекса работ, предусмотренных соответствующими проектными и другими документами, по управ­лению процессом движения жидкости и газа в пласте к забоям добывающих скважин, установлению их числа и порядка ввода в эксплуатацию, режима их работы при использовании естественной энергии пласта или искусственного воздействия на него.

-266-

Системой разработки нефтяной (газовой) залежи следует называть определенную схему и принятый план разбуривания залежи нагнетательными и добывающими скважинами с учетом мероприятий по воздействию на пласт, контролю за правильностью эксплуатации пластов и скважин.

Проектными документами (технологической схемой или проек­том разработки) должны быть определены: количество добы­вающих, нагнетательных, резервных и контрольных скважин и их порядок размещения в пределах залежи в зависимости от геоло­гических условий. Кроме того, должны быть установлены: годовые отборы нефти (газа), жидкости; способ поддержания пластового давления; количество закачиваемой воды, газа (воздуха); сроки фонтанирования скважин, перевода их на глубиннонасосную эксплуатацию. Запроектированная система разработки должна обеспечить максимальное извлечение нефти из недр при мини­мальных капитальных затратах на обустройство месторождения. Система разработки и запланированные мероприятия по воздействию на пласт должны обеспечить запланированный коэффициент нефтеотдачи.

При проектировании разработки нефтяных месторождений не­обходимо самостоятельно рассматривать системы разработки многопластовых месторождений и отдельной залежи продуктивно­го пласта. При этом при обосновании систем разработки много­пластовых месторождений большое внимание уделяется выделе­нию в их разрезе эксплуатационных объектов, возможности объ­единения для совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Для оценки энергетической характеристики каждой зале­жи, выяснения закономерностей поведения отдельных показателей в процессе разработки проводится пробная эксплуатация.

11.2. Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей

После окончания разведочных работ (или параллельно с ними) основная часть разведочных скважин вводится в опытную (пробную) эксплуатацию, план которой утверждается главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего управления. Программа работ в процессе проведения опытной эксплуатации обязательно согласовывается с Госгортехнадзором. Основная цель пробной (опытной) эксплуатации нефтяной залежи заключается в определении ее энергетической характеристики, степени взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между отдельными пластами, нефтяной и законтурной

-267- ^

частями залежи, а также в оценке фильтрационных характеристик залежи продуктивного пласта, которые определяются гидродина­мическими (промысловыми) методами исследований.

В процессе пробной эксплуатации регулярно замеряются дебиты нефти, газа, воды на групповых сборных пунктах, процент обводненности продукции, количество выносимого песка. Устанав­ливается жесткий контроль за учетом добычи нефти, жидкости, во­ды, газа, а также за динамикой их добычи во времени. Большое внимание уделяется определению газового фактора, динамике его изменения во времени (особенно при снижении пластового давле­ния ниже давления насыщения). За контуром нефтеносности из числа разведочных скважин выбирают пьезометрические скважи­ны, в которых определяется изменение уровня пластовой воды в зависимости от отборов нефти, газа и воды из залежи. С этой целью эти скважины оборудуют пьезографами различных конструкций, с помощью которых непрерывно регистрируется уровень жидкости.

Для оценки физико-химических и товарных свойств нефти, газа и воды, берут поверхностные пробы этих флюидов. Кроме того, с помощью глубинных пробоотборников отбирают глубинные пробы нефти, анализ которых позволяет определить давление насыщения, объем и вязкость нефти при различных давлениях, объемный, пересчетный коэффициенты и коэффициент усадки, газовый фактор, газонасыщенность. На основе полученных анализов строят кривые растворимости газа в нефти при контактных и дифференциальных процессах.

Параллельно с замерами дебитов нефти осуществляется жесткий контроль за динамикой изменения пластового давления во времени в зависимости от текущих и суммарных отборов. С этой целью замеряют пластовое давление во всех добывающих, простаивающих и пьезометрических скважинах, строят карты изобар, по которым рассчитывают средневзвешенное пластовое давление как в пределах внешнего контура нефтеносности, так и в зоне отбора. Определяется возможность эксплуатации залежи при снижении давления ниже давления насыщения. Аналогичные исследования проводят по изучению динамики изменения забойного давления во времени в зависимости от различных режимов, определяется также возможность разработки залежи при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

Особое внимание в процессе пробной эксплуатации уделяется промысловым (гидродинамическим) исследованиям пластов и скважин. Снимаются индикаторные кривые как при д^д < д^д, так

и при /?пд > ^ад. По кривым рассчитывают коэффициенты

-268-

продуктивности, проницаемости, гидропроводности, пьезопро-водности. Большое значение при этих исследованиях отводится снятию кривых восстановления давления, самопрослушиванию и гидропрослушиванию, обработка которых позволяет не только рассчитать фильтрационные параметры пласта, но и установить его неоднородность, а также гидродинамическую связь как отдельных скважин и пропластков между собой, так и нефтяной и законтурной частей залежи. По результатам гидродинамических исследований устанавливают наличие различных экранов, участков выклинивания пласта. Например, в Шаимском районе (Западная Сибирь) выклинивание продуктивного пласта зафикси­ровано с помощью самопрослушивания и гидропрослушивания.

Комплексная оценка проводимых исследований позволяет установить режим залежи, темп падения пластового давления, определить метод поддержания пластового давления по залежи. По каждой скважине и в целом по залежи устанавливается технологический режим их работы. Подготавливаются исходные данные для проектирования разработки, размещения добы­вающих и нагнетательных скважин, расчета динамики добычи нефти и газа, закачки воды в пласт. Оцениваются технико-экономические показатели разработки данной залежи (объекта).

11.3. Составление геологической основы документов по проектированию разработки

Каждый документ по проектированию разработки основан на длительном изучении залежей, связанном с поисками, разведкой, оконтуриванием, опробованием, проведением пробной эксплуатации, бурением добывающих, нагнетательных скважин и т.п. Процесс проектирования состоит из ряда этапов. Первый этап связан с детальным геолого-геофизическим изучением залежи; на втором этапе на основе гидродинамических расчетов устанавли­ваются технологические показатели разработки определяемой системы разработки; третий этап заключается в технико-экономической оценке предлагаемых вариантов разработки.

С целью ускорения работ по изучению залежи был принят принцип двухстадийного проектирования нефтяных и газовых залежей. На первой стадии проектирования разработки обычно составляется технологическая схема разработки, основой которой является фактический материал, получаемый в результате разведочных работ и пробной эксплуатации. В некоторых случаях для крупных месторождений вначале составляется принци-

-269-

пиальная схема разработки, а затем в соответствии с ней -технологические схемы отдельных эксплуатационных объектов.

Вторая стадия проектирования разработки заключается в составлении проекта разработки эксплуатационного объекта. Основой его является фактический материал, получаемый в результате бурения добывающих и нагнетательных скважин, а также результаты состояния разработки эксплуатационного объекта за весь предыдущий срок - с момента составления технологической схемы разработки.

Технологическая схема разработки прежде всего включает гео­логическую часть, в которой подробно описывается: 1) орогидро-графия и геоморфология; 2) история геологического изучения района; 3) литолого-стратиграфическое описание разреза; 4) тек­тоническое строение площади; 5) нефте-газоносность разреза;

6) водоносность. Следующая часть - геологопромысловая характе­ристика пласта - освещает следующее: 1) обоснование границ пласта, обоснование ВНК, ГВК, ГНК, положение контуров нефте­носности, эффективные и нефтенасыщенные мощности; 2) кол-лекторские свойства пласта: гранулометрия, пористость, прони­цаемость, нефтегазонасыщенностъ по комплексу различных методов; 3) свойства флюидов в пластовых условиях; 4) неоднородность пластов;

5) энергетическую характеристику залежей; 6) запасы нефти и газа.

В технологической части обосновывается выделение эксплуата­ционных объектов, обосновываются система разработки и метод поддержания пластового давления. Основное внимание уделяется результатам гидродинамических расчетов и динамике технологи­ческих показателей разработки (количество скважин, добыча неф­ти, газа, воды, закачки агента) за весь срок разработки. Приво­дятся технико-экономические показатели разработки, на основе анализа которых обосновывается рациональный вариант разра­ботки. Большое внимание уделяется методам повышения коэф­фициента нефтегазоотдачи. В заключительных разделах этой части приводится перечень мероприятий по охране недр и окружающей среды.

В проекте разработки перечень вопросов геологической части остается тем же, что и в технологической схеме разработки, однако все главы этой части излагаются с учетом всех уточнений, полученных в результате изучения и обобщения фактического материала. При описании геологического строения залежи (эксплуатационного объекта) основное внимание уделяется характеристике геологической неоднородности, фильтрационным параметрам залежи, полученным в результате исследования всех пробуренных добывающих и нагнетательных скважин.

-270-

Рис.67. Стадии разработки эксплуата­ционных объектов

Большое внимание в проекте разработки уделяют анализу су­ществующей системы разработки, анализу полноты извлечения нефти, а также соответствию данной системы разработки геолого-промысловым особенностям залежи (эксплуатационного объекта). В технологической части уточняются система воздействия на пласт, количество и местоположение добывающих скважин основ­ного и резервного фонда. В соответствии с уточненными геолого-промысловыми особенностями залежи, ее фильтрационными па­раметрами проводятся гидродинамические расчеты, позволяющие уточнить технологические и технико-экономические показатели раз­работки в динамике с учетом применения дополнительных мето­дов повышения нефтеотдачи. В конечном итоге уточняется систе­ма разработки залежи, находящейся в разработке в соответствии с ранее принятой технологической схемой разработки.

К геологической части технологической схемы и проекта разра­ботки прикладываются графические приложения, позволяющие наглядно показать геологическое строение как всего месторожде­ния в целом, так и отдельных его залежей. Сюда обычно вклю­чаются корреляционные схемы, геологические разрезы, структур­ные карты, карты поверхностей ВНК, мощностей, распространения коллекторов, песчанистости, расчлененности, изобар и др. От пол­ноты и качества геологической информации в проектных доку­ментах зависят обоснование систем разработки, запланированные отборы нефти, газа, а также конечная нефтегазоотдача. '

Дата добавления: 2014-12-27