8.5.8 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
8.5.8.1 Анализ эффективности применяемых методов.
Содержит:
- краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия;
- объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;
- результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;
- оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов;
- выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения.
Сравнение проектных и фактических показателей применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи (виды, объемы, эффективность) проводится за срок действия последнего проектного технологического документа (табл. 33).
Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности применяемых методов анализируются. Даются рекомендации для дальнейшего применения на данном месторождении наиболее эффективных методов
8.5.8.2 Программа применения методов на проектный период.
В подразделе корректируется утвержденная программа работ по применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на расчетный период.
Содержит:
- наименование рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;
- геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность;
- объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения.
Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.
8.5.9 Программа доразведки и исследовательских работ.
В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным технологическим документом.
Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки месторождения приводятся в таблице 44.
8.5.10 Заключение.
В заключении результаты выполненного авторского надзора излагаются по форме протокола рассмотрения работы ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.
По каждому пункту отмечаются отличия от протокола принятия последнего проектного технологического документа.
8.6 К отчету по авторскому надзору прилагаются:
- протокол рассмотрения ЦКР Роснедра действующего проектного технологического документа;
- техническое задание пользователя недр;
- протокол рассмотрения работы на НТС организации-пользователя недр.
В настоящих Рекомендациях применяются следующие сокращения:
ВНК – водонефтяной контакт
ГДИ – гидродинамические исследования скважин и пластов
ГИС – геофизические исследования скважин
ГКЗ Роснедра – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых
ГМ – геологическая модель
ГНК – газонефтяной контакт
ГРП – гидравлический разрыв пласта
ГТИ – геолого-технологические исследования скважин
ГФМ – геолого-фильтрационная модель
КИН – коэффициент извлечения нефти
МЗГС – многозабойная горизонтальная скважина
МЗС – многозабойная скважина
МРС – многоствольно-разветвленная скважина
МСС – многоствольная скважина
ЧД (CF) – чистый доход
ЧДД (NPV) – дисконтированный поток денежной наличности недропользователя (чистый дисконтированный доход)
ОПР – опытно-промышленные работы
ОФП – относительная фазовая проницаемость
ППД – поддержание пластового давления
ППЭ – проект пробной эксплуатации
ТО ЦКР Роснедра – территориальное отделение Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства
ФМ – фильтрационная модель
ЦКР Роснедра – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых
Приложение А. Список основных рисунков и графических приложений
1 Обзорная схема района работ
2 Сводный литолого-стратиграфический разрез
3 Структурно-тектоническая карта (схема) района
4 Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов
(с нанесением всех пробуренных скважин)
5 Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин
6 Корреляционные схемы по линиям геологических профилей
7 Карты эффективных нефте- и газонасыщенных толщин
8 Сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов
9 Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, газа, закачки агентов, обводненности
10 Карты текущего состояния разработки
11 Карты накопленных отборов и закачки
12 Карты изобар
13 Карты остаточных запасов нефти
14 Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин
15 Схемы размещения скважин в рассмотренных вариантах
Приложение Б. Список основных таблиц
Таблица 1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин
Таблица 2. Результаты гидродинамических исследований скважин
Таблица 3. Свойства пластовой нефти
Таблица 4. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Таблица 6 – Свойства газа и конденсата
Таблица 7 – Компонентный состав газа и конденсата
Таблица 8 – Свойства и состав пластовых вод
Таблица 9 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Таблица 10 – Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта
Таблица 11 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)
Таблица 12 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)
Таблица 13 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
Таблица 14 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата
Таблица 15 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей
Таблица 16 – Состояние запасов нефти на 1.01….г.
Таблица 17 – Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе
Таблица 18 – Обоснование изменения КИН
Таблица 19 – Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.
Таблица 20 – Состояние запасов конденсата на 1.01….г.
Таблица 21 – Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационной модели
Таблица 22 – Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Таблица 23 – Сравнение параметров макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Таблица 24 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Таблица 25 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01….г.
Таблица 26 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01…. г.
Таблица 27 – Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки
Таблица 28 – Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам
Таблица 29 – Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению
Таблица 30 – Исходные данные для расчета экономических показателей
Таблица 31 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный
Таблица 32 – Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном балансе
Таблица 33 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения
Таблица 34 – Капитальные вложения, млн. руб.
Таблица 35 – Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.
Таблица 36 – Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн. руб.
Таблица 37 – Прибыль от реализации продукции, млн. руб.
Таблица 38 – Чистый доход недропользователя, млн. руб.
Таблица 39 – Чистый доход недропользователя (с учетом кредита), млн. руб.
Таблица 40 – Доход государства, млн. руб.
Таблица 41 – Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам, млн. руб.
Таблица 42 – Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
Таблица 43 – Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ
Таблица 44 – Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)
Таблица 45 – Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
Приложение В. Табличные приложения
Таблица 1 – Стандартные исследования керна из разведочных скважин
| Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона | Пористость, (Кп), % | Проницаемость (Кпр), мкм2 | Водоудерживающая способность (Квс), % | Количество скважин по видам анализов | ||||||||||||||
| Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Кп | Кпр | Квс | |||||||
| минимальное | максимальное | среднее | минимальное | максимальное | среднее | минимальное | максимальное | среднее | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 |
Таблица 2 – Результаты гидродинамических исследований скважин