РЕГЛАМЕНТ ПО СОЗДАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. РД 153-39.0-047-00 (утв. Приказом Минтопэнерго РФ от 10.03.2000 n 67)


Утвержден
Приказом
Минтопэнерго России
от 10 марта 2000 г. N 67
Согласован
МПР России
3 февраля 2000 г. N ВП-27/443
Госгортехнадзором России
29 февраля 2000 г. N 02-35/123
РЕГЛАМЕНТ
ПО СОЗДАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ
ГЕОЛОГО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РД 153-39.0-047-00
Разработан ОАО ВНИИнефть им. А.П. Крылова, ОАО ЦГЭ, РГУНГ им. И.М. Губкина, ИПНГ РАН, ИГиРГИ, НИПП ИНПЕТРО с участием специалистов нефтяных предприятий, научно - исследовательских и проектных организаций, субъектов РФ, министерств и ведомств РФ.
Согласован МПР России N ВП-27/443 от 03.02.2000, Госгортехнадзором России N 02-35/123 от 29.02.2000.
Внесен Департаментом разработки и лицензирования месторождений Минтопэнерго России.
Утвержден и введен в действие Приказом Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.
В развитие РД 153-39-007-96.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
Регламент по проектированию - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96).
ЦК Минтопэнерго РФ - Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации.
ТКР - территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
ГКЗ МПР РФ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Министерства природных ресурсов Российской Федерации.
2D или 2Д - двухмерные.
3D или 3Д - трехмерные.
АК - акустический каротаж.
АКШ - широкополосный акустический каротаж.
ASCII - американский стандартный код для обмена информацией.
ВНЗ - водонефтяные зоны.
ВНК - водонефтяной контакт.
ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование.
ВЧР - верхняя часть разреза.
ГВК - газоводяной контакт.
ГГК - гамма - гамма каротаж.
ГНВЗ - газонефтеводяные зоны.
ГДИ - гидродинамические исследования.
ГИС - геофизические исследования скважин.
ГМ - геологическая модель.
ГНЗ - газонефтяные зоны.
ГНК - газонефтяной контакт.
ГОСТ - государственный стандарт.
ГРП - гидравлический разрыв пласта.
ГТМ - геолого - технические мероприятия.
ЕАГО - Евро - Азиатское геофизическое общество.
ИВЦ - информационно - вычислительный центр.
ИННК - импульсный нейтрон - нейтронный каротаж.
КВД - кривая восстановления давления.
КВУ - кривая восстановления уровня.
КИН - коэффициент извлечения нефти.
ЛЭП - линия электропередачи.
МПГС - метод прослеживания горизонтов в скважине.
МПР РФ - Министерство природных ресурсов Российской Федерации.
Минтопэнерго РФ - Министерство топлива и энергетики Российской Федерации.
МУН - методы увеличения нефтеотдачи.
МЭР - месячный эксплуатационный рапорт.
НГДУ - нефтегазодабывающее управление.
ОГТ - общая глубинная точка.
ОПЗ - обработка призабойных зон.
ОСТ - отраслевой стандарт.
ОФП - относительные фазовые проницаемости.
ПАВ - поверхностно - активные вещества.
ПАК - псевдоакустический каротаж.
ПДГТМ - постоянно действующая геолого - технологическая модель.
ПДМ - постоянно действующая модель.
РД - руководящий документ.
РИР - ремонтно - изоляционные работы.
PVT - соотношения физических параметров: давление - объем - температура.
РНО - раствор на нефтяной основе.
СИ - международная система единиц измерений.
СУБД - система управления базой данных.
C/O - кислород - углеродный каротаж.
ССК - сейсмокаротаж.
ТЭО - технико - экономическое обоснование.
ФЕС - фильтрационно - емкостные свойства.
ФМ - фильтрационная модель.
ЧНЗ - чисто нефтяные зоны.
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов.
ЭВМ - электронная вычислительная машина (компьютер).
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазодобывающая отрасль является базовой отраслью народного хозяйства страны. Эффективность ее функционирования во многом определяет состояние экономики страны.
Одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений является применение компьютерных постоянно действующих геолого - технологических моделей (ПДГТМ).
При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого - геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого - технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого - технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.
ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно - технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).
Постоянно действующие модели становятся в руках технологов - разработчиков мощным орудием, позволяющим:
- целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико - экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;
- обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР.
Вследствие этих очевидных и других излагаемых далее, достоинств ПДГТМ являются важнейшим компонентом научно - технического прогресса в отраслях нефтегазового комплекса. По этой причине необходимость их создания будет специально оговариваться в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.
Настоящий Регламент детализирует требования к постоянно действующим геолого - технологическим моделям нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемые при составлении документов, предусмотренных РД 153-39-007-96. Построение геолого - технологических моделей рассматривается применительно к поисково - разведочному этапу и этапу эксплуатации месторождений. Регламент в значительной мере сориентирован на залежи и месторождения нефти, разрабатываемые при поддержании пластового давления путем заводнения и на естественном режиме.
Во-первых, это связано с преобладающим числом таких месторождений, находящихся в эксплуатации. Во-вторых, учет всех типов месторождений и технологий сильно увеличил бы объем Регламента. В-третьих, следует иметь в виду, что изложенные в Регламенте принципы и положения остаются в силе для всех других типов месторождений природных углеводородов и технологий нефтеизвлечения и позволяют учитывать их специфические особенности.
Настоящий Регламент не имеет аналога в теории и практике нефтегазодобычи. В настоящее время происходит интенсивное развитие компьютерных и программно - аппаратных средств и технологий создания ПДГТМ, поэтому некоторые положения Регламента могут в дальнейшем корректироваться.
Часть I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОЗДАНИЮ
ГЕОЛОГО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
1. Термины и определения
1.1. Адресная постоянно действующая геолого - технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.
Постоянно действующие геолого - технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:
- цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
- цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
- двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
- программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
- программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;
- программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;
- программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;
- программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;
- базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.
1.2. Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:
- пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
- пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);
- пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
- идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);
- средние значения в ячейках сетки фильтрационно - емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
- пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;
- пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.
1.2.1. Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):
- формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;
- формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;
- построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;
- просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;
- дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
1.2.2. Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории бурения и испытаний скважин.
Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.
1.3. Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:
- фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;
- массив данных по скважинам, который содержит интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.
1.3.1. Программный комплекс ФМ должен осуществлять:
- численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов;
- анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей;
- выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;
- редактирование модели при внесении новых данных.
В программах фильтрации рекомендуется обеспечивать пользователя удобным интерфейсом, облегчающим просмотр и анализ результатов расчетов.
1.3.2. Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого - физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:
- многопластовый характер эксплуатационных объектов;
- неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость;
- многофазностъ фильтрационных потоков;
- капиллярные и гравитационные силы;
- порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.
1.3.3. Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.
1.4. Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.
Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая цифровая геологическая модель и параметры фильтрационной модели в результате следующих действий:
- уточнения фильтрационных

ПИСЬМО Госстроя РФ от 10.03.2000 n 10-87 ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ СТОИМОСТИ АВТОРСКОГО НАДЗОРА  »
Постановления и Указы »
Читайте также