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 и емкостных параметров объекта;
- уточнения функций относительных (модифицированных) фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
- уточнения энергетической характеристики объекта, в частности, степени активности газовой шапки, законтурной и подошвенной зон продуктивного пласта;
- оценки выработки запасов нефти на отдельных участках пластов, потерь нефти и конденсата в газовой шапке, выявления зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности.
1.5. Под технологией построения ПДГТМ понимается отработанная последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разработки месторождений.
2. Порядок создания
и утверждения постоянно действующих
геолого - технологических моделей
2.1. Основой современных технологий оптимизации разработки месторождений является постоянно действующая геолого - технологическая модель. Для построения таких моделей требуются цифровые базы данных, программно - технические и методические средства.
2.2. Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:
- результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов таких, как магниторазведка, гравиразведка и др.;
- результаты региональных геолого - геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;
- данные 3D или детализационной 2D сейсморазведки;
- данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;
- измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, ФЕС, гранулометрии для основных классов пород;
- результаты интерпретации данных дистанционных методов;
- результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;
- данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;
- исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации;
- данные инклинометрии скважин;
- данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ, ИННК, C/O);
- данные испытаний скважин;
- сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений;
- сведения о компонентном составе и физико - химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;
- результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;
- сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии.
На новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и доразведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую очередь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными приборами.
2.3. При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:
- оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;
- оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;
- исследования кернов и проб пластовых флюидов;
- детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;
- уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;
- построение схем обоснования флюидных контактов;
- геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;
- палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;
- фациально - формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;
- детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;
- интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.
На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.
Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.
2.4. По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий.
2.5. Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово - геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.
2.6. ПДГТМ служат основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого - технических мероприятий, внедряемых на месторождении.
ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и первоочередных эксплуатационных скважин, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
2.7. Геолого - технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:
- повысить эффективность геологоразведочного процесса;
- оперативно управлять текущими запасами;
- на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;
- осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;
- сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;
- проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.
2.8. С помощью ПДГТМ выявляются слабо дренируемые и застойные зоны залежи, устанавливаются их размеры и способы вовлечения в активную разработку путем:
- оптимизации плотности и размещения сетки скважин, выбора рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин;
- повышения дебита скважин за счет правильного выбора геометрических характеристик и ориентации горизонтальных скважин и глубоко проникающего гидроразрыва пласта, а также других геолого - технических мероприятий (ОПЗ, РИР и т.п.);
- выбора и оптимизации технологических режимов работы нагнетательных и добывающих скважин и способов их эксплуатации;
- оптимизации режима работы системы "скважина - пласт" путем выбора рационального способа эксплуатации скважин;
- совершенствования системы контроля и регулирования выработки запасов и снижения темпов обводнения.
2.9. Постоянно действующие геолого - технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых а разработку, с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений центральной и территориальными комиссиями по разработке.
2.10. Составление, рассмотрение и утверждение документации по созданию постоянно действующих геолого - технологических моделей осуществляются в соответствии с действующим "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений".
2.11. Создание постоянно действующей компьютерной модели месторождения рекомендуется включать в качестве обязательного условия в лицензионное соглашение на разработку данного месторождения.
2.12. Построение ПДГТМ должно производиться специализированными коллективами, имеющими лицензии Госгортехнадзора России на проектирование.
2.13. При рассмотрении технологических документов на ЦКР или ТКР в состав экспертной группы в обязательном порядке должны включаться эксперты - специалисты по созданию компьютерных геолого - технологических моделей. На заседание ЦКР (ТКР) должно представляться специальное экспертное заключение о надежности и достоверности созданной модели в рамках имеющегося количества и качества исходной информации и возможности ее использования в режиме постоянно действующей модели для регулирования процесса разработки.
2.14. При создании постоянно действующих геолого - технологических моделей следует руководствоваться:
- законами Российской Федерации;
- указами Президента России;
- постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам развития отраслей народного хозяйства, лицензирования, продажи нефти и др.;
- правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;
- Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) [3];
- приказами Минтопэнерго РФ и решениями коллегии;
- классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов;
- положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ;
- действующими ГОСТами, ОСТами, инструкциями, руководствами, методиками, положениями, нормами и нормативами технологического проектирования и др. в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, разработки месторождений, охраны недр и окружающей среды.
3. Техническое задание
на создание постоянно действующих
геолого - технологических моделей
3.1. На создание постоянно действующих геолого - технологических моделей месторождений выдается техническое задание.
3.2. В техническом задании на создание ПДГТМ месторождения указываются согласованные заказчиком и исполнителем:
- название месторождения, его местоположение;
- основание для постановки работ по созданию ПДГТМ;
- объекты геологического и фильтрационного моделирования (они могут не совпадать);
- объекты поиска и доразведки;
- границы участка моделирования;
- дата, на которую создается ПДГТМ;
- решаемые геологические и технологические задачи;
- ожидаемые результаты работ, сроки их выполнения;
- объем используемой при моделировании информации по видам;
- состав базы данных;
- перечень, тираж и форма выдаваемых заказчику результатов работ;
- год ввода месторождения в разработку (в пробную эксплуатацию, в опытно - промышленную разработку). В случаях, когда не определен год ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;
- возможные объемы бурения по годам на ближайшую перспективу;
- возможные источники и объемы рабочих агентов;
- по месторождениям с особыми природно - климатическими условиями дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи (наличие водоохранных зон, зон приоритетного природопользования, высокобонитетных пахотных земель и т.д.);
- ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений; условия сепарации нефти;
- коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам).
При необходимости указываются:
- все этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ на месторождении;
- необходимость учета (согласования) границ участков лицензирования каждого недропользователя;
- проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по месторождению в целом и отдельно по участкам каждого недропользователя;
- другие возможные ограничения.
3.3. В техническом задании указываются вопросы, которые в первую очередь интересуют заказчика, а исполнителю предоставляется информация о реализации принятых проектных решений.
3.4. Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и/или главным геологом предприятия - заказчика и исполнителем, утверждается руководством организации - недропользователя.
3.5. Вместе с техническим заданием на создание постоянно действующей геолого - технологической модели заказчик предоставляет исполнителю утвержденный ЦКЗ-нефть МПР РФ подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов в случае их промышленного значения, протоколы его рассмотрения в ГКЗ МПР РФ и все необходимые исходные данные для создания модели.
4. Требования к содержанию и оформлению документации
геолого - технологических моделей
4.1. Материалы, полученные в результате создания геолого - технологических моделей, должны содержать реферат, введение, основную часть, заключение, текстовые приложения (том I), табличные приложения (том II) и графические приложения. Приложения оформляются отдельной папкой либо включаются в том I.
Выходные данные - результаты построения ПДГТМ - представляются в соответствии с разделом 4 части II настоящего Регламента.
Таблицы технологических показателей, полученных на модели, представляются по формам Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [3].
Должен быть представлен также список данных, занесенных в базу данных по месторождению, а также сама база данных в виде текстовых (ASCII) файлов либо в том формате, который необходим нефтяной компании.
Представляется также краткое описание использованного пакета программ и список процедур, использованных при построении модели с необходимыми пояснениями.
Эти требования в основном совпадают с требованиями Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96).
Объемы и детальность проработки отдельных разделов определяются авторами постоянно действующей модели в зависимости от сложности строения залежей, количества эксплуатационных объектов и рассматриваемых вариантов их разработки. В конце каждого раздела необходимо сделать выводы и рекомендации.
4.2. Включаемый в том I табличный и графический материал должен содержать все данные о рекомендуемом варианте и сопоставительные таблицы исходных данных и результатов расчетов технико - экономических показателей по всем сравниваемым вариантам разработки. Для пояснения принципиальных положений при необходимости приводятся дополнительные материалы (таблицы, схемы, графики).
4.3. Текстовые приложения к тому I должны содержать техническое задание на моделирование, различные акты, заключения и протоколы рассмотрения материалов заинтересованными организациями, сведения об уровнях добычи нефти, принятых в лицензионных соглашениях.
4.4. Табличные приложения, приводимые в томе II, должны содержать исходные данные и распечатки результатов расчетов на ЭВМ. Материалы, выполненные с помощью ЭВМ, должны содержать все данные, позволяющие провести проверку их промежуточных и конечных результатов обычными экспертными методами.
4.5. Графические приложения должны отображать основные особенности геологического строения месторождения, текущее состояние разработки эксплуатационных объектов, содержать схемы разбуривания, карты размещения скважин и т.д. Они должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.
4.6. Если особенности месторождения и моделируемой системы его разработки не отражаются содержанием разделов отчета, составляемого в соответствии с настоящим Регламентом, то для их обоснования в отчете дополнительно приводятся специальные разделы с необходимым текстом, схемами и графиками.
В случае повторного представления материалов после предварительного рассмотрения на ЦКР сведения, оставшиеся без изменений, приводятся в сокращенном виде со ссылкой на соответствующие отчеты. При этом уместно подробное изложение методики и объемов дополнительно проведенных работ, их качества, эффективности и результатов, обоснование изменений, внесенных в представленный ранее отчет.
4.7. На титульном листе отчета должны быть указаны: организация, выполнившая работу; фамилии и инициалы авторов (ответственных исполнителей); полное название отчета с указанием наименования месторождения, типа месторождения (нефтяное, газонефтяное, нефтегазоконденсатное и т.п.) и района расположения месторождения; место и год составления отчета.
Титульные листы должны быть подписаны ответственными должностными лицами организации, представившей отчет, а подписи их скреплены печатью. Подписи авторов и исполнителей работ под текстом, таблицами, текстовыми и табличными приложениями печатью не скрепляются. После титульного листа тома I помещаются: список исполнителей, информационная карта, оглавление всех томов отчета и перечень всех приложений. После титульного листа каждого последующего тома помещается только оглавление этого тома.
4.8. В отчете необходимо представить список использованных материалов. В перечне опубликованной литературы, фондовых и других материалов приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).
4.9. Отчеты оформляются в соответствии с требованиями ГОСТ на отчеты о научно - исследовательских работах, требованиями по обеспечению безопасности труда и охраны окружающей среды.
4.10. Все исходные данные по запасам нефти и газа в пластах, их геолого - физическим характеристикам, результаты расчетов технологических и экономических показателей разработки (кроме запасов нефти, плотности сетки, дебитов скважин, уровней добычи нефти, закачки воды и т.п.) приводятся в Международной системе единиц измерений.
4.11. Текстовая часть материалов (отчета) должна быть переплетена и снабжена этикеткой, на которой указывается номер экземпляра, наименование организации, фамилия и инициалы руководителя работ, название отчета, номер и название тома, год его составления.
4.12. Текст отчета и таблицы подписываются авторами, а материалы первичной документации - исполнителями работ.
4.13. На каждом чертеже необходимо указать его название и номер; числовой и линейный масштабы; ориентировку по сторонам света; наименование организаций, производивших разведку и разработку месторождения; должности и фамилии авторов, составивших чертеж, и лиц, утвердивших его. Чертежи должны быть подписаны указанными лицами. Все графические материалы выполняются в общепринятых условных обозначениях. Условные обозначения помещаются либо на каждом чертеже, либо на отдельном листе.
4.14. Текстовую часть, текстовые и табличные приложения, как правило, следует переплетать раздельно и только при небольшом объеме материалов - одной книгой. Рекомендуется, чтобы объем каждого тома не превышал 250 страниц. Графические материалы следует помещать в папке, не сшивая их (каждый чертеж должен легко извлекаться для рассмотрения). Если чертеж выполнен на нескольких листах, их необходимо пронумеровать, а порядок их расположения показать на первом листе. К каждой папке с графическими приложениями дается внутренняя опись, содержащая наименование чертежей и их порядковые номера. В конце описи указывается общее количество листов.
4.15. Все экземпляры отчета должны быть идентичны по форме и содержанию.
5. Экспертиза ПДГТМ при рассмотрении
технологических документов на ЦКР и ТКР
Созданные модели должны быть представлены в виде, допускающем их проверку независимым экспертом. Для этого должны быть предоставлены:
- документация геолого - технологической модели;
- список использованных исходных материалов и литературных источников;
- исходные материалы в том виде, в котором они были получены авторами создания модели (по требованию эксперта);
- результаты переобработки и переинтерпретации по каждому виду информации в виде, удобном для эксперта (в цифровом виде либо на бумажных носителях в виде разрезов, карт, профилей, графиков).
По требованию эксперта ему должен быть обеспечен доступ к постоянно действующей модели на компьютере исполнителя.
На бумажных носителях представляются: текст отчета, текстовые, табличные и графические приложения (карты, схемы, разрезы и др.). Список и форма рекомендуемых табличных и графических приложений приводятся в Приложениях II и III настоящего Регламента.
Должен быть представлен также список данных, занесенных в базу данных по месторождению, а также по требованию эксперта доступ к самой базе данных.
Представляется краткое описание использованного пакета программ и список процедур, использованных при построении модели с необходимыми пояснениями или обоснованиями выбора набора (графа) процедур. При использовании программ, не обеспеченных технической документацией, экспертами может быть запрошена более подробная информация об используемых в программных пакетах, алгоритмах и процедурах построения цифровых геологической и фильтрационной моделей.
При рассмотрении технологических документов на ЦКР и ТКР в состав экспертной группы в обязательном порядке включаются эксперты - специалисты по созданию компьютерных геолого - технологических моделей. На заседание ЦКР (ТКР) представляется специальное экспертное заключение о надежности и достоверности созданной геолого - технологической модели месторождения в рамках имеющегося количества и качества исходной информации, возможности ее использования в режиме постоянно действующей модели для регулирования разработки.
В экспертном заключении о достоверности созданной геологической модели должны быть представлены:
- оценка выявленных закономерностей осадконакопления, методики корреляции продуктивных пластов и разделяющих их перемычек, обоснования флюидных контактов и типов залежей;
- оценка работоспособности программного комплекса построения геологической модели;
- оценка литологической модели и распределения ФЕС в объеме резервуара;
- выбор трехмерной геологической сетки и подсчетных параметров модели;
- анализ подсчета запасов нефти, газа и конденсата по зонам и пласту в целом;
- оценка качества представленных на экспертизу материалов.
В экспертном заключении о достоверности созданной фильтрационной модели должны быть представлены:
- оценка работоспособности программного комплекса построения фильтрационной модели;
- правомерность использования выбранной авторами моделирующей программы для залежей данного типа;
- выбор конечно - разностной сетки модели и расположения скважин;
- условия на границах моделируемой области, способ моделирования пластовой водонапорной системы;
- исходные параметры пласта, принятые в модели;
- точность повторения истории разработки и адаптации модели;
- анализ результатов моделирования и рассмотренных вариантов;
- оценка качества представленных на экспертизу материалов.
Часть II. ТЕХНОЛОГИЯ СОЗДАНИЯ МОДЕЛЕЙ
В данной части Регламента описываются основы технологии создания ПДГТМ и содержание текстовой части документа - отчета по созданию модели.
Реферат
Приводится краткая характеристика основных геолого - промысловых особенностей, существенных для разведки и разработки месторождения. Дается характеристика выполненного комплекса исследований, на основе которого выполнялось построение модели, краткое описание программных продуктов. Излагаются результаты моделирования, особое внимание уделяется новизне полученных результатов.
Введение
Во введении обосновывается необходимость постановки работы, излагаются краткие сведения об организации - исполнителе, авторах отчета, недропользователе, сведения по истории разведки и проектирования разработки месторождения. Приводятся даты и номера протоколов, в которых зафиксированы решения соответствующих органов, на основании которых выполнялась разведка месторождения, оценка запасов, составление проектных документов, номера лицензий недропользователя и организации - исполнителя. Приводятся даты открытия месторождения, проведения геологоразведочных работ, ввода залежей в разработку.
1. Характеристика месторождения
1.1. Общие сведения о месторождении
Указывается географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, пристани (порты) и расстояния до них. Характеризуются природно - климатические условия (орогидрография, наличие родовых угодий, заповедников, геоморфология, геокриология), значимые для получения, обработки, интерпретации исходной геолого - геофизической и промысловой информации, принятия проектных решений, проектирования инфраструктуры месторождения.
Указывается расстояние до ближайших разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, приводятся сведения о размещении и мощностях действующих в районе месторождения геофизических, буровых, нефтегазодобывающих и строительных организаций, нефтегазопроводах, автомобильных дорогах, подъездных путях, источниках питьевого и технического водоснабжения, энергоснабжении и сейсмичности района, обеспеченности строительными материалами.
Приводятся данные по накопленной добыче нефти, газа, воды. Приобщается обзорная карта - схема расположения изучаемого и окружающих его месторождений, на которой наносятся населенные пункты, реки, озера, болота, охранные зоны, родовые угодья, дороги, ЛЭП, водоводы, нефтегазопроводы и другие имеющие значение сведения. Дается краткая характеристика программных продуктов, на которых выполнялось геологическое и фильтрационное моделирование месторождения.
1.2. Геолого - геофизическая изученность
Излагаются сведения об истории открытия и разведки месторождения, краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах различными методами, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения качества и количества геолого - геофизической и промысловой информации, эффективности решений по доразведке и эксплуатационному разбуриванию месторождения.
1.3. Геологическое строение района работ и месторождения
В разделе приводится краткая характеристика литолого - стратиграфического разреза вскрытых отложений с указанием зон возможного поглощения бурового раствора, зон аномально высокого и аномально низкого пластового давления, основные сведения о тектонике месторождения (структурные особенности, разрывные нарушения, возрастные взаимоотношения). Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения представлений о стратиграфии отложений и тектоническом строении месторождения на основе новой геолого - геофизической информации.
1.4. Нефтегазоносность
Приводятся краткие сведения о нефтегазоносности района, характеристика нефтегазоносности вскрытого разреза, перечень пластов с доказанной промышленной нефтеносностью, а также пластов с предполагаемой продуктивностью. Дается характеристика каждой залежи: количество скважин, вскрывших залежь, продуктивность скважин, тип залежи, размеры (длина, ширина, высота), литология пластов и их покрышек, эффективная нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной зон, доли этих зон от площади залежи.
Приводится описание структурных планов продуктивных пластов, зон замещения и выклинивания, тектонических нарушений, зон слияния прослоев продуктивных пород, наличие перемычек между частями залежи разного флюидонасыщения, бесконтактных зон. Указываются высоты газовых шапок, нефтяных частей залежи, их размеры, абсолютные отметки флюидных контактов, обоснование которых приводится в разделе 2.1 данной части Регламента.
1.5. Гидрогеологические и геокриологические условия
Излагаются сведения о наличии зон многолетнемерзлых пород, их толщине и распределении по площади на глубину, анализируются закономерности изменения температуры изучаемых отложений с глубиной.
Приводится краткая характеристика гидродинамической системы: напоры вод по водоносным комплексам, тип вод, общая минерализация, наличие ионов и примесей. Особое внимание уделяется водозаборным горизонтам и свойствам пластовых вод пластов с промышленной нефтеносностью. По ним приводятся данные о типе вод, общей минерализации и по компонентам, содержанию йода, бора, брома, агрессивных примесей, плотности, вязкости, температуре, фильтрационно - емкостных свойствах водовмещающих пород, дебитах скважин.
Оценивается совместимость закачиваемых и пластовых вод, возможность изменения коллекторских свойств пластов в результате закачки воды. Характеризуется активность продвижения законтурных вод.
1.6. Характеристика ФЕС и толщин пластов
Характеризуются толщины и фильтрационно - емкостные свойства пластов - коллекторов и разделов между ними по данным различных методов исследований, анализ закономерностей их вертикальной и латеральной изменчивости. Приводится краткая характеристика литологических и фациальных особенностей пород по результатам описаний кернов.
Результаты построенных зависимостей между различными свойствами пород иллюстрируются кросс - плотами. Даются гистограммы распределений ФЕС и толщин для различных зон пластов и объектов в целом. В более полном объеме они приводятся в разделе 2.1 данной части Регламента.
1.7. Физико - химические свойства пластовых флюидов
Излагаются сведения о физико - химической характеристике нефти, газа, конденсата в пластовых и поверхностных условиях. Оценивается изменчивость отдельных показателей по площади месторождения и по разрезу. Даются краткие сведения о содержании в нефти серы, парафина, воды, механических примесей, возможности использования в качестве товарного продукта.
1.8. Результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин
Кратко характеризуется методика и результаты опробования скважин, условия вскрытия пластов, интенсификации притоков, проведения гидродинамических исследований скважин. По результатам исследований оцениваются фильтрационно - емкостные свойства коллекторов в удаленной и призабойной зоне скважин.
1.9. Запасы углеводородов
Приводятся данные о величинах балансовых и извлекаемых запасов, состоящих на балансе МПР РФ и используемых в лицензионном соглашении. Анализируется динамика изменений величин запасов, используемых в проектных документах, во времени по месторождению в целом и по отдельным пластам. Изменения в запасах по отношению к последнему проектному документу подробнее анализируются в разделе 2.3 данной части Регламента.
1.10. Краткие сведения о текущем состоянии разработки
Приводятся краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения, анализ выполнения проектных решений. Сообщаются данные о проектной и фактической годовой добыче, состоянии фонда скважин, суммарной добыче с начала разработки нефти, газа, воды, изменение пластового давления и обводненности продукции, количество закачиваемой воды, текущие коэффициенты нефтеизвлечения.
Подробный анализ разработки месторождения и выполнения проектных решений с предложениями по оптимизации разработки приводится в соответствующих разделах отчета.
2. Цифровая геологическая модель
Цифровые геологические модели в зависимости от количества и качества исходных данных и метода моделирования могут быть детерминированными либо стохастическими. Для построения детерминированных моделей необходимо большое количество данных и большая точность определения коллекторских свойств пород. В отсутствие таких данных и при наличии сведений о закономерностях распределения ФЕС в объеме резервуара целесообразно использовать стохастические модели залежи.
Модели подразделяются на двухмерные, псевдотрехмерные и трехмерные. Двухмерная модель представляет собой обычную карту в изолиниях либо цифровое поле признака. Псевдотрехмерная модель представляет собой набор двухмерных моделей, каждая из которых соответствует заранее выделенному слою в разрезе объекта разработки. Трехмерная модель представляет собой объемное поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется значениями фильтрационно - емкостных свойств пород.
2.1. Исходные данные для построения цифровой геологической модели
2.1.1. Методика и результаты обработки и интерпретации сейсмических данных
В случае, если обработка и интерпретация сейсмических данных выполнялись в рамках отдельных работ, эти вопросы излагаются в сокращенной форме со ссылками на соответствующие отчеты геофизических организаций. Основное внимание в этом случае уделяется достоверности структурных построений и прогноза коллекторских свойств в межскважинном пространстве.
2.1.1.1. Методика и результаты обработки сейсмических данных
В краткой форме излагаются сведения о методике полевых работ, объемах обработки, технических средствах, технологии обработки, результатах обработки со ссылками на соответствующие отчеты. Указывается система координат, в которой представлены сейсмические данные, перечень технических и программных средств, посредством которых выполнялась обработка. Отмечаются особенности условий наблюдений и их учет при обработке данных ("сшивка" сейсмических кубов, влияние многолетнемерзлых пород).
Дается краткая оценка результатов работ с позиций возможностей решения стоящих геологических задач (выделение и картирование нарушений, прослеживание горизонтов, учет газовых шапок, анализ амплитуд). Приводится схема кратности сейсмических наблюдений.
2.1.1.2. Методика и результаты интерпретации сейсмических данных
Приводятся сведения о качестве и количестве исходного геолого - геофизического материала, на основе которого выполнялась интерпретация (количество скважин, в том числе с АК и ГТК, ВСП, ССК, погонных километров профилей сейсморазведки 2D, квадратных километров 3D).
В случае наличия материалов разных лет, различного качества и методов обработки сообщаются сведения о технологии совместного анализа данных. Излагаются результаты интерпретации данных скважинной сейсморазведки (ВСП, МПГС).
Дается краткая характеристика используемым при интерпретации техническим и программным средствам. Излагается методика получения дополнительных сейсмических параметров (ПАК, скоростей, фаз, когерентности).
На основе данных ВСП, проведения математического сейсмомоделирования обосновывается стратиграфическое соответствие между сейсмическими и геологическими горизонтами. При этом затрагиваются вопросы построения скоростной и плотностной моделей разреза.
Освещаются вопросы прослеживания сейсмических горизонтов, выделения нарушений, сейсмических аномалий с учетом неоднородностей ВЧР, наличия газовых шапок. Излагается методика построения карт сейсмических атрибутов (углов наклона, амплитуд, изохрон, временных толщин).
Обосновываются способы построения карт скоростей и структурных карт, обеспечивающие оптимальное использование данных бурения о глубинах границ, сведений о стратиграфической привязке и скоростях распространения сейсмических волн.
Специальное место уделяется вопросу картирования и учета при построении карт сейсмических параметров и структурных построениях тектонических нарушений. При анализе рисунка волнового поля выполняется сейсмостратиграфический, структурно - формационный и сейсмофациальный анализ.
При интерпретации данных сейсморазведки с целью прогноза геологического разреза приводятся следующие сведения:
- информативные сейсмические и сейсмогеологические параметры, на основе которых выполнялся прогноз;
- вертикальная и латеральная разрешающая способность прогноза;
- обоснование выбора временных окон для оценки параметров горизонтов;
- методика количественной оценки ФЕС.
Завершается раздел оценкой достоверности структурных построений и прогноза коллекторских свойств в межскважинном пространстве. Приводятся кросс - плоты связей сейсмических параметров и данных бурения. Дается количественная оценка тесноты связей и погрешностей зависимостей.
При изложении вопросов обработки и интерпретации сейсмических материалов необходимо учитывать действующие инструкции по сейсморазведке.
Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение объемов сейсмических работ, изменение привязки, корректировка зависимостей, повышение точности построений и прогноза ФЕС.
Рекомендуется, чтобы плотность разведочных скважин с полным комплексом ГИС и проведением АК и ГГК-п для достоверного прогноза структурного плана пластов и их фильтрационно - емкостных свойств по данным сейсморазведки была не ниже чем 1 скважина на 8 - 10 кв. км 3D. Рекомендуется выполнение ВСП во всех поисковых и в 1 - 2 разведочных скважинах, на крупных месторождениях сложного строения - в 3 - 4 скважинах.
2.1.2. Методика и результаты интерпретации данных керна и ГИС
В случае, если интерпретация данных ГИС выполнялась в рамках отдельных работ, эти вопросы излагаются в сокращенной форме со ссылками на соответствующие отчеты геофизических организаций и протоколы их рассмотрения.
2.1.2.1. Комплекс ГИС, качество исследований
Описывается комплекс ГИС. Приводится объем проведенных исследований продуктивных отложений, представленный в табличной форме по всем разведочным скважинам и в обобщенном статистическом виде по отдельным методам по эксплуатационным скважинам. Анализируются причины недовыполнения комплекса.
Описывается технология проведения геофизических исследований, технические и аппаратурные средства. Дается оценка качества геофизических исследований и оценивается эффективность комплекса ГИС для конкретных геологических условий.
Объем выполненных ГИС должен быть не меньшим, чем предусмотрено действующими обязательными комплексами геофизических исследований нефтегазовых скважин, а также правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах.
2.1.2.2. Петрофизическое обоснование методики интерпретации
Приводится петрофизическое обоснование комплексной интерпретации материалов ГИС. Дается литолого - петрографическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов. Кратко упоминаются методики определения петрофизических параметров. Дается петрофизическая характеристика коллекторов в виде статистических распределений параметров и в табличной форме в виде диапазонов изменения и средних значений параметров - коэффициентов открытой пористости, остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности, абсолютной проницаемости, глинистости, плотности и пр.
Приводятся зависимости между основными петрофизическими параметрами в виде рисунков и в табличной форме с указанием уравнений регрессии и коэффициентов корреляции или корреляционных отношений. Описываются модели коллекторов основных продуктивных горизонтов. Приводится обоснование нижних пределов параметров коллекторов.
По керну, извлеченному из скважин, пробуренных на РНО или каком-либо другом растворе с нефильтрующейся основой, приводится величина остаточной водонасыщенности, наиболее достоверно характеризующая коллекторы с разными ФЕС из зоны предельного нефтенасыщения.
2.1.2.3. Оценка геофизических параметров и коллекторских свойств
Излагается методика и алгоритмы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин. Описывается предварительная обработка материалов ГИС: выделение опорных пластов, статистическая эталонировка показаний, расчет относительных амплитуд и т.п.
Приводятся критерии литологического расположения разреза, выделения коллекторов, оценки эффективных толщин. Описываются методики определения граничных и критических значений геофизических и петрофизических параметров, оценки фильтрационно - емкостных свойств коллекторов - пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности, проницаемости, глинистости, остаточной нефте- и водонасыщенности.
2.1.2.4. Определение флюидных контактов
Приводится обоснование положения контактов "нефть - вода" (ВНК), "газ - нефть" (ГНК) и "газ - вода" (ГВК) для каждой залежи. Дается определение понятия ВНК и ГНК, переходных зон, уровня зеркала чистой воды. Обосновывается выбор скважин для установления положения контактов. В табличной форме приводятся интервалы опробования скважин, условия и результаты опробования, границы коллекторов в интервале испытания по данным ГИС.
Приводятся профили по разрезам скважин, вскрывших контакты. Устанавливаются границы изменения положения контактов. Дается объяснение технических, инструментальных, литологических или геологических причин колебаний положения контактов в скважинах. По результатам интерпретации ГИС, испытаний и детальной корреляции составляются схемы обоснования флюидных контактов для залежей продуктивных пластов месторождения.
Формируются модели переходных зон для контактов "нефть - вода," "газ - нефть", "газ - вода" по каждой залежи. Предпочтительно использовать как основу для построения моделей переходных зон данные керна (капиллярометрия), ГИС и установленные положения контактов. При необходимости следует учитывать структуру переходной зоны посредством расчетов фазового равновесия "нефть - вода", "газ - нефть", "газ - вода" в гравитационном поле с учетом капиллярных сил и физико - химических свойств флюидов. Модели переходных зон представляются в виде палеток изменения нефте- и газонасыщенности коллекторов с разными ФЕС по вертикали.
2.1.2.5. Анализ достоверности оценки ФЕС
Выполняется анализ полученных результатов оценки ФЕС и делается вывод о достоверности определения свойств коллекторов по каждой залежи путем сравнения с данными керна, гидродинамических исследований, разными вариантами обработки, предыдущими подсчетами запасов и пр. Приводятся результаты статистической обработки основных параметров - эффективной толщины, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости - в виде статистических распределений и в табличной форме в виде диапазонов изменения и средних значений параметров.
2.1.2.6. Подготовка данных для интерпретации сейсмических наблюдений
Приводится описание использования ГИС для сейсмических исследований, что включает построение вертикальной акустической модели по показаниям акустического и гамма - гамма - плотностного методов или путем построения расчетной акустической модели по показаниям других методов ГИС в виде изменения значений пластовой скорости и акустической жесткости в выделенных прослоях различной литологии по разрезу скважины.
При комплексной интерпретации данных ГИС, керна и испытаний скважин следует руководствоваться действующими методическими рекомендациями по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов.
Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение объемов ГИС и исследований керна, изменение граничных значений "коллектор - неколлектор", "вода - нефть", зависимостей "керн - ГИС", методик определения ФЕС.
2.1.3. Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов
2.1.3.1. Детальная корреляция
Излагаются результаты работ по методике выбора стратиграфических границ продуктивных пластов и выделения этих границ в скважинах. Обоснованием их выделения могут быть типовые скважины, результаты сопоставления стратиграфических, электрических, радиоактивных реперов, изучения шлама, микрофауны, механического каротажа и др. В случае автоматической или полуавтоматической корреляции описывается алгоритм процесса, реализованный в виде программного комплекса.
Рекомендуется выявлять последовательность напластования путем первоочередного прослеживания глинистых прослоев, корреляцию вести снизу вверх в соответствии с последовательностью отложения слоев.
При сложном геологическом строении рекомендуется проводить корреляцию по независимой системе пересекающихся профилей с последующей увязкой границ. Для корреляции использовать кривые полного комплекса ГИС.
Результаты корреляции представляются в виде альбома профилей корреляции в масштабе кривых ГИС 1:500 или 1:1000 в зависимости от толщины изучаемого интервала разреза, схемы расположения профилей, типовых скважин. При корреляции разведочных скважин рекомендуется представлять временные сейсмические разрезы с вынесенными на них кривыми ГИС.
2.1.3.2. Палеотектонический анализ
В данном разделе приводятся результаты палеотектонического анализа, на основе которого делаются выводы о палеогеоморфологической обстановке формирования целевых объектов, возможном влиянии конседиментационных тектонических процессов на формирование седиментационных циклов, положении границ циклов, формирующих их фаций. Дается оценка направлений транспортировки обломочного материала, причин его аккумуляции. Выделяются границы стратиграфических несогласий, оценивается наличие процессов тектонической инверсии.
Анализ проводится по палеореконструированным разрезам, картам толщин по данным ГИС и сейсморазведки статистическими методами. При этом используются результаты региональных работ и анализа структурных построений. Ранг выбираемых для палеотектонического анализа интервалов примерно соответствует интервалам сейсмостратиграфических комплексов. Выводы обосновываются графическими материалами.
Рекомендуется представлять результаты в виде карт условных эффективных толщин или других параметров, характеризующих однородность разреза, энергию среды осадконакоплення. Возможно построение карт палеорусловых отложений, зон слияния пластов, распространения косослоистых отложений, в карбонатных отложениях - рифовой фации. Интерполяция изолиний карт должна соответствовать геологическим закономерностям выделенных фациальных зон.
2.1.4. Обоснование выбора объектов и моделей залежей
Кратко излагаются результаты обобщения структурного, палеотектонического, сейсмофациального анализов, геологической интерпретации данных ГИС, результатов региональных исследований, данных дистанционных методов, грави- и магниторазведки с целью обоснования непротиворечивости результатов анализа данных различных методов в рамках предложенных геологических моделей, выявленных закономерностей, определяющих строение разреза и историю формирования залежей. При необходимости анализ данных разведочной геофизики, геохимии, аэрофото- и космоснимков рассматривается в отдельном разделе.
На основе анализа латеральной и вертикальной зональности продуктивных коллекторов и разделяющих их покрышек, продуктивности отложений, их близости в разрезе, идентичности ФЕС и свойств флюидов, отметок ВНК и их изменения по площади, а также с учетом технического задания выбираются объекты геологического моделирования и подсчетные объекты.
Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение стратиграфических разбивок в скважинах, методик корреляции пластов, моделей залежей.
2.2. Построение цифровых геологических моделей
2.2.1. Обоснование объемных сеток параметров модели
Излагается обоснование вертикальных и горизонтальных размеров ячеек с учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых пропластков. Размер ячеек горизонтальной проекции сетки определяется средним расстоянием между скважинами и общими размерами области построения по осям X и Y.
Размеры ячеек Dx и Dy при отсутствии установленной латеральной анизотропии коллекторских свойств рекомендуется принимать одинаковыми. Размер ячеек выбирается исходя из степени изменчивости структурного плана и ФЕС коллекторов по латерали, плотности, геолого - геофизических наблюдений. Рекомендуется, чтобы между забоями скважин независимо от расстояния между ними было не менее 10 ячеек. На этапе эксплуатационного разбуривания размеры ячеек и их число между скважинами уменьшаются. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с преимущественной ориентацией тектонических и литологических границ. При необходимости применяется процедура локального измельчения сетки.
К

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