РД 153-39.0-110-01

Группа Т

     

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

     

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОМУ АНАЛИЗУ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОКСТУ-01

Дата введения 2002-03-01

     

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 года N 29.

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

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 литотипов коллектора и зоны слияния коллекторов с выше- и нижезалегающими продуктивными пластами.

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, нефтенасыщенности 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 НПП Росгеолфонда 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;

- 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 (полимиктовые 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 слабогазонасыщенные 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.

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 безгазовых 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 внутриконтурном (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 разработки 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.