- другие факторы.
Детальность изложения материала должна быть достаточной для обоснования предлагаемых решений.
Необходимые карты (фрагменты карт) геологических параметров представляются в графических приложениях к отчету.
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов представляется в виде таблицы 10.
Запасы УВС
Сведения о запасах УВС представляются в таблицах 17 - 20.
Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало года, на дату представления авторского надзора на ЦКР Роснедра были переутверждены и отличаются от принятых при проектировании, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.
iii. Состояние разработки месторождения
1. Утвержденные технологические решения и показатели разработки
Представляется постановляющая часть протокола ЦКР Роснедра о рассмотрении последнего проектного технологического документа.
Приводятся результаты реализации проектных решений с даты утверждения последнего проектного технологического документа.
2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
Раздел состоит из следующих подразделов:
1) Фактические показатели разработки, где представлены и анализируются основные показатели разработки (табл. 24). В таблице приводятся данные по всем утвержденным эксплуатационным объектам и месторождению в целом.
2) Состояние реализации проектного фонда скважин. Состояние реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату выполнения работы приводятся в форме таблицы 26. Программа ввода в эксплуатацию неработающих скважин приводится в таблице 45.
3) Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов
Кратко характеризуется состояние разработки эксплуатационных объектов.
Характеризуются основные результаты реализации проектных решений за отчетный период. С использованием данных проектного технологического документа формулируются выводы по эффективности проектных решений.
Состояние пластового давления характеризуется по залежам, блокам, участкам эксплуатационного объекта, в зависимости от размеров залежей и реализуемых систем разработки.
В графических приложениях к отчету представляются карты изобар, карты текущего состояния разработки.
4) Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Сравнение проектных и фактических показателей проводится за срок действия последнего проектного технологического документа. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24.
На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды и другие).
Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и фактических показателей разработки.
Особое внимание необходимо обратить на оценку показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных (резкий рост обводненности, неподтверждение проектных дебитов скважин, внедрение новых методов и технологий и т.д.).
iv. Уточнение основных проектных решений
По эксплуатационным объектам и месторождению в целом формулируются предложения по уточнению проектных решений.
Уточненные схемы размещения скважин по соответствующим объектам (участкам) приводятся в графических приложениях (на картах эффективных нефтенасыщенных толщин).
v. Уточнение технологических показателей разработки
Динамика уточненных технологических показателей разработки представляется по месторождению и эксплуатационным объектам (табл. 43а, 43б).
vi. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов
1. Сравнение проектных и фактических показателей применения методов
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. 34).
Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности применяемых методов анализируются.
2. Программа применения методов
В подразделе корректируется утвержденная программа работ по применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на расчетный период.
vii. Программа доразведки и исследовательских работ
В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным технологическим документом.
Раздел должен содержать:
- виды и объемы исследований по доразведке месторождения (бурение разведочных скважин, углубление эксплуатационных скважин и т.д.);
- объемы бурения скважин с отбором керна;
- виды стандартных и специальных исследований образцов керна;
- виды промысловых и гидродинамических исследований скважин, определение пластовых давлений и фильтрационных характеристик пластов;
- виды и объемы промыслово-геофизических исследований скважин (определение профиля притока, профиля приемистости, определение положения водонефтяного и газонефтяного контактов);
- определение физико-химических свойств нефти, газа и воды;
- гидропрослушивание и индикаторные исследования;
- обоснование сети наблюдательных, контрольных скважин;
- виды и объемы промысловых исследований.
Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки месторождения приводятся в таблице 44.
viii. 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.
Сокращения
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 Федерального агентства по недропользованию;
ГМ - геологическая модель;
ГНК - газонефтяной контакт;
ГРП - гидравлический разрыв пласта;
ГФМ - геолого-фильтрационная модель;
КИН - коэффициент извлечения нефти;
МЗГС - многозабойная горизонтальная скважина;
МЗС - многозабойная скважина;
МРС - многоствольно-разветвленная скважина;
МСС - многоствольная скважина;
ЧДД (NPV) - дисконтированный поток денежной наличности недропользователя (чистый дисконтированный доход);
ОПР - опытно-промышленные работы;
ОФП - относительная фазовая проницаемость;
ППД - поддержание пластового давления;
ТО ЦКР Роснедра - территориальное отделение Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию;
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;
ФМ - фильтрационная модель;
ЦКР Роснедра - Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию.
Приложение А
СПИСОК ОСНОВНЫХ РИСУНКОВ И ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ
Рисунок 1. Природные условия и формы землепользования на месторождении.
Рисунок 2. Обзорная схема района работ.
3. Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.
4. Сводный геолого-геофизический разрез.
5. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов.
6. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.
7. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.
8. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов.
9. Сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.
10. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.
11. Карты накопленных отборов и закачки.
12. Карты текущего состояния разработки.
13. Карты изобар.
14. Карты текущих нефте(газо)насыщенных толщин.
15. Карты накопленных отборов и закачки воды.
16. Карты остаточных запасов нефти.
17. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин.
18. Схемы размещения скважин в рекомендуемых вариантах.
Приложение Б
СПИСОК ОСНОВНЫХ ТАБЛИЦ
Таблица 1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин.
Таблица 2. Результаты определения параметров пластов (пропластков) по ГИС.
Таблица 3. Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин месторождения.
Таблица 4. Свойства пластовой нефти.
Таблица 5. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти.
Таблица 6. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной нефти.
Таблица 7. Свойства газа и конденсата.
Таблица 8. Компонентный состав газа и конденсата.
Таблица 9. Свойства и состав пластовых вод.
Таблица 10. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.
Таблица 11. Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта.
Таблица 12. Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом) по зонам продуктивных пластов.
Таблица 13. Характеристики вытеснения газа водой (нефтью) по зонам продуктивных пластов.
Таблица 14. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа.
Таблица 15. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата.
Таблица 16. Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей.
Таблица 17. Состояние запасов нефти на 01.01.... г.
Таблица 17а. Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе.
Таблица 17б. Обоснование изменения КИН.