СОСТАВ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ, ПРЕДСТАВЛЯЕМЫХ НА РАССМОТРЕНИЕ. ПРОДОЛЖЕНИЕ

Интегральный показатель эффективности выработки запасов - коэффициент извлечения нефти анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки).
Зависимости текущего КИН от объема прокачанной жидкости приводятся на рисунках.
4. Выводы по эффективности применяемых систем разработки
На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы по эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования.
Даются рекомендации по повышению эффективности системы ППД и обеспечению проектного режима работы каждого эксплуатационного объекта (залежи).
2. В разделе проектирование разработки месторождения рассматриваются:
i. Обоснование выбора эксплуатационных объектов
Выделение эксплуатационных объектов на месторождении проводится с учетом: проницаемости и близости в разрезе продуктивных отложений, идентичности их ФЕС и свойств флюидов, отметок ВНК, ГНК и их изменения по площади, латеральной и вертикальной неоднородности продуктивных и непродуктивных прослоев (пластов).
Различные пласты объединяются в один эксплуатационный объект при обеспечении условий равномерной выработки их запасов и совпадающих сроков их ожидаемого обводнения (близкие значения вязкости нефти, незначительно отличающиеся фильтрационные свойства, близкие начальные и текущие пластовые давления).
При существенных различиях свойств пластов и флюидов эксплуатация нескольких пластов одной скважиной производится с помощью оборудования для совместно-раздельной эксплуатации.
Геологическую и фильтрационную модели необходимо строить для каждого эксплуатационного объекта.
ii. Обоснование вариантов разработки по месторождению
1. Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты
Для каждого месторождения, с учетом особенностей его геологического строения, отечественного и мирового опыта разработки подобных объектов, выбираются эффективные технологии воздействия на пласты (вытеснение нефти водой, вытеснение газа водой, вытеснение нефти при водогазовом воздействии, применение тепловых методов и др.).
2. Выбор плотности и размещения скважин
Выбор плотности и размещения добывающих и нагнетательных скважин на площади определяет конечную нефтеотдачу пластов.
Плотность сеток скважин рекомендуется:
- - для залежей с терригенными коллекторами, насыщенными маловязкой нефтью (до 2 - 3 мПа с), - 12 - 20 га/скв., при вязкости нефти 10 - 30 мПа с - 12 - 16 га/скв.;
- - для залежей с терригенными коллекторами, насыщенными нефтью повышенной вязкости (более 30 мПа с), - 6 - 12 га/скв.;
- - для залежей с карбонатными коллекторами платформенного типа - 4 - 9 га/скв.
При использовании на месторождении тепловых и иных методов увеличения нефтеотдачи рекомендуется применять более плотную сетку скважин.
Применение более редких сеток обычно требует обоснования высокой фильтрационной однородности пород и отсутствия латеральной изменчивости литологии пластов.
При разбуривании месторождений системой горизонтальных или горизонтальных и вертикальных скважин, при массовом применении ГРП сетка скважин определяется с помощью компьютерного моделирования с целью обеспечения необходимого охвата залежи дренированием.
Обоснование сеток и размещения скважин осуществляется с помощью ГФМ по эксплуатационным объектам и месторождению с учетом гидродинамической связанности объектов.
Если в эксплуатационном объекте имеется чистонефтяная зона (ЧНЗ), то один из возможных вариантов обоснования выглядит следующим образом.
С применением ГФМ в контуре ЧНЗ определяются:
а) средневзвешенные величины эффективной нефтенасыщенной толщины, фильтрационно-емкостных и деформационных свойств пород,
б) коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности,
в) свойства пластовых флюидов и функций ОФП.
С применением ГФМ и стохастических методов формируется типовой разрез ЧНЗ, в котором соблюдается равенство как статистических показателей ЧНЗ (коэффициенты песчанистости и расчлененности), так и средневзвешенных параметров ГФМ.
Формируются исходные данные для проведения технологических (табл. 28, 29) и экономических (табл. 31) расчетов показателей разработки.
На базе регулярной сетки рассматриваются системы размещения скважин: линейная пятирядная, трехрядная, площадная девятиточечная, пятиточечная. В каждой из них исследуются различные плотности сеток: 4, 9, 16, 25, 36, 49, 64 га/скв.
Исследуются различные виды скважин (наклонно-направленные и более сложной архитектуры: МЗГС, МЗС, МРС, МСС, ГС), вскрытие продуктивных отложений на репрессии и депрессии, а также наклонно-направленные скважины с ГРП.
Протяженность горизонтальных участков ГС выбирается, исходя из технических возможностей и геологического строения месторождения.
Выбор систем ППД, плотности сеток, скважин различной архитектуры, применение ГРП используются для формирования реальных по технико-технологическому обеспечению вариантов разработки, по которым рассчитываются технологические и экономические показатели в динамике за весь период разработки.
Технологические и экономические показатели по вариантам помещаются в табличные приложения.


Страницы: 15 из 50  <-- предыдущая  cодержание   следующая -->