Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

9.9.1 Анализ эффективности применяемых методов……………………………

9.9.2 Программа применения методов……………………………………………..

9.10 Экономический анализ вариантов разработки………………………………

9.10.1 Экономические показатели…………………………………………………..

9.10.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат…………………………………………………………………………………………..

9.10.3 Налоговая система…………………………………………………………….

9.10.4 Технико-экономический анализ вариантов разработки…………………

9.10.5 Анализ чувствительности проекта…………………………………………

9.11 Требования к производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин……………………………………………………………………………

9.11.1 Производство буровых работ……………………………………………….

9.11.2 Методы вскрытия продуктивных пластов…………………………………

9.11.3 Освоение добывающих и нагнетательных скважин…………………….

9.12 Техника и технология добычи нефти и газа………………………………...

9.12.1 Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин…

9.12.2 Обоснование способов подъёма жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования………………………………………………………..

9.12.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин………………………………………………………………………

9.12.4 Требования и рекомендации к системе внутрипромыслового сбора и подготовки продукции скважин…………………………………………………………….

9.12.5 Требования и рекомендации к системе поддержания пластового давления……………………………………………………………………………………….

9.13 Программа доразведки и исследовательских работ……………………...

9.13.1 Доразведка месторождения…………………………………………………

9.13.2 Отбор и исследование керна………………………………………………..

9.13.3 Промысловые и гидродинамические исследования скважин………….

9.13.4 Промыслово-геофизические исследования скважин……………………

9.13.5 Физико-химический анализ нефти, газа, конденсата и воды…………..

9.13.6 Гидропрослушивание и индикаторные исследования…………………..

9.14 Охрана недр на месторождении……………………………………………….

9.15 Охрана окружающей среды и безопасное ведение работ………...............

9.16 Заключение………………………………………………………………………..

10 Правила оформления проектного документа………………………………….

Приложение А (обязательное) Форма титульного листа проектного документа

Приложение Б (обязательное) Геолого-физическая характеристика месторождения…………………………………………………………………………………………..

Приложение В (обязательное) Свойства и состав флюидов………………….

Приложение Г (обязательное) Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов………………………………………………………………………

Приложение Д (обязательное) Сведения о запасах углеводородов…………

Приложение Е (обязательное) Подсчёт геологических запасов углеводородов при построении цифровых моделей……………………………………………………..

Приложение Ж (обязательное) Состояние разработки месторождения……..

Приложение И (обязательное) Расчётов вариантов разработки………………

Приложение К (обязательное) Эффективность применения геолого-технических мероприятий……………………………………………………………………………………

Приложение Л (обязательное) Технико-экономические показатели вариантов разработки ……………………………………………………………………………………..

Приложение М (обязательное) Программа доразведки и исследовательских работ……………………………………………………………………………………………..

 

 

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ

Правила проектирования разработки

 

Oil and gas-oil fields. Rules for reservoir engineering

Дата введения -

 

 

Область применения

 

1.1 Настоящий стандарт устанавливает виды, структуру, содержание и порядок оформления проектных документов на разработку нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (далее — месторождения) и требования к ним.

1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения при составлении, экспертизе, согласовании и утверждении проектных документов на разработку месторождений.

 

Нормативные ссылки

 

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующий стандарт:

ГОСТ 8.417–2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин.

П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменён (изменён), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменённым (изменённым) документом. Если документ отменён без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

Проект, окончательная редакция

3 Термины и определения

 

залежь (углеводородов)	Естественное единичное скопление углеводородов в недрах Земли, заполняющее ловушку полностью или частично. П р и м е ч а н и е – Рассматриваются залежи по количеству, качеству и условиям залегания пригодные для промышленной разработки.
месторождение (углеводородов)	Совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади.
пласт	Геологическое тело относительно однородного состава, ограниченное практически параллельными поверхностями - подошвой и кровлей. П р и м е ч а н и е – толщина пласта во много раз меньше протяжённости.
эксплуатационный объект	Продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин.

 

Сокращения

 

В настоящем стандарте применяются следующие сокращения:

ВНК – водонефтяной контакт;

ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов);

ГИРС – геофизические исследования и работы в скважинах;

ГМ – геологическая модель;

ГНК – газонефтяной контакт;

ГРП – гидравлический разрыв пласта;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

ОПЗ – обработка призабойной зоны;

ППД – поддержание пластового давления;

УВС – углеводородное сырье;

ФМ – фильтрационная модель;

ЦФМ – фильтрационная модель;

ЦГМ – цифровая геологическая модель;

ЧДД – чистый дисконтированный доход.

 

Общие положения

 

5.1 Разработка месторождения должна проводиться в соответствии с утверждённым в установленном порядке проектным документом. Вид проектного документа определяется в зависимости от стадии разработки месторождения. По этому документу осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки.

5.2 Подготовка проектного документа проводится пользователем недр в соответствии с условиями, определенными лицензией на пользование недрами. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе, результатах расчётов технологических и экономических показателей разработки с применением цифровых геологических и фильтрационных моделей эксплуатационных объектов.

При составлении проектного документа учитываются:

- современные достижения в области технологии эксплуатации скважин, и воздействия на продуктивные пласты;

- результаты анализа разработки месторождения;

- мероприятия по охране недр.

5.3 Проектный документ составляется по заданию организации-пользователя недр. Основанием для разработки является лицензия на пользование недрами, выданная в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах на базе запасов, числящихся на государственном балансе на начало года составления проектного документа или прошедших государственную экспертизу на дату представления документа на рассмотрение в федеральный орган управления государственным фондом недр или его территориальные органы.

5.4 Исходная информация для составления проектных документов на разработку месторождений:

- данные разведки, подсчёта запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков,

- требования технического задания на проектирование,

- нормативная база.

- лицензия на право пользования недрами и лицензионное соглашение;

- техническое задание на проектирование;

- составленные ранее проектные документы и протоколы их рассмотрения;

- результаты сейсмических, геофизических и промысловых исследований скважин и пластов;

- результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

- последний отчёт по подсчёту запасов УВС;

- ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения;

- результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

- результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

- гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемёрзлых пород;

- прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные уполномоченным органом исполнительной власти на соответствующий период.

5.5 Предлагаемые в проектном документе решения должны быть направлены на достижение максимально возможного извлечения из пластов углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для государства и пользователя недр.

Положения проектного документа должны обеспечивать выполнение основных требований по рациональному использованию и охране недр, по охране окружающей среды и безопасному ведению работ.

В проектных документах обосновываются следующие положения:

- выделение эксплуатационных объектов;

- системы размещения и плотности сеток скважин, а также уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей и др.;

- мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

- опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

- мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного газа;

- требования к конструкции скважин, рекомендации по их проводке, заканчиванию и освоению;

- требования к способам подъёма жидкости из скважин;

- рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- основные требования к системам сбора и подготовки нефти;

- основные требования к системам поддержания пластового давления;

- объёмы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин, охране окружающей среды и безопасному ведению работ.

5.6 При разработке месторождения несколькими недропользователями проектный документ должен быть единым, с выделением показателей по месторождению в целом и по каждому недропользователю.

При составлении проектного документа в случае, когда часть месторождения находится в нераспределённом фонде, проектный документ также должен быть единым, с выделением показателей по месторождению в целом, по лицензионной части и по нераспределённому фонду.

При наличии лицензий на часть (части) месторождения в разных субъектах Российской Федерации, проектный документ должен быть единым, с выделением показателей как по месторождению в целом, так и отдельно по каждому субъекту Российской Федерации.

5.7 Порядок согласования и утверждения проектных документов устанавливается Правительством Российской Федерации по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами.

 

Виды проектных документов

 

6.1 На различных этапах и стадиях изучения, освоения и разработки месторождений составляются следующие виды проектных документов:

- проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему;

- технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения, залежей или участков залежей и дополнения к ней;

- технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней;

- технологический проект разработки и дополнения к нему.

При необходимости к проектным документам могут составляться дополнения в соответствии с 6.6.

6.2 Проект пробной эксплуатациисоставляется по данным разведки месторождения при недостатке исходных данныхдля составления технологической схемы разработки.

Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения с целью получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки.

Основные задачи проекта пробной эксплуатации:

- составление и реализация программы изучения месторождения и исследовательских работ;

- предварительное выделение эксплуатационных объектов и составление их первых геологических и фильтрационных моделей;

- оценка добывных возможностей эксплуатационных объектов;

- определение перспектив добычи углеводородов;

- оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов;

- оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин.

Проект пробной эксплуатации служит основанием для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на лицензионном участке недр, проектирования и строительства объектов промыслового обустройства.

Для перспективного планирования обустройства месторождения и объектов внешнего транспорта составляется один вариант разработки на полное развитие.

Проект пробной эксплуатации составляется на срок не более пяти лет с начала промышленной разработки месторождения - получения нефти из скважин эксплуатационной сетки.

6.3 Технологическая схема опытно-промышленной разработкисоставляется для отдельных залежей, эксплуатационных объектов, участков или месторождений в целом, находящихся на любой стадии разработки, для проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки составляется на срок не более семи лет.

6.4 Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим систему разработки месторождения на период его разбуривания.

В технологической схеме рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, газовыми, тепловыми методами, предусматриваются мероприятия по достижению установленного норматива использования попутного газа.

Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению по результатам разработки месторождений.

6.5 Проект разработки месторождения составляется после завершения бурения не менее 70 % скважин основного фонда по технологической схеме разработки.

В проекте разработки анализируется осуществляемая система разработки и предлагаются мероприятия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН и установленного норматива использования попутного газа.

6.6 Дополнения к проектным документамсоставляются в случаях существенного различия геологического строения эксплуатационных объектов, несовпадения условий реализации систем разработки, более низкой эффективности технологий извлечения УВС по сравнению с утверждённой в проектных документах.

В дополнениях анализируется выполнение проектного документа за рассматриваемый отчётный период, обосновывается необходимость изменения условий разработки, уточнения проектных решений и технологических показателей.

Дополнения являются неотъемлемой составной частью утверждённых технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

6.7 Дополнения выполняются по мере необходимости на срок до пяти лет для проектов пробной эксплуатации, до семи лет для технологических схем опытно-промышленной разработки, без ограничения сроков для других проектных документов.

6.8 Новый проектный документ составляется в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного документа;

- существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов при их разбуривании и разработке;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

- завершение выработки запасов углеводородного сырья по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов дополнительного извлечения запасов;

- отклонение фактического годового отбора нефти от проектного уровня более допустимого.

Сроки составления новых проектных документов определяются федеральным органом управления государственным фондом недр или его территориальными органами.

Со дня утверждения нового проектного документа утрачивают силу проектные показатели разработки из ранее утверждённых проектных документов.

6.9 Для всех видов проектных документов показатели разработки рекомендуется рассчитывать на весь проектный период, определяемый в данном документе.

6.10 Организация-пользователь недр совместно с авторами проектного документа могут принимать в течение года оперативные решения по вопросам практической реализации проектного фонда скважин в конкретных геолого-технологических условиях разработки в том числе:

- распространение ранее утверждённой проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда);

- отмена ранее утверждённой сетки проектных скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда);

- вовлечение в разработку на отдельных участках залежей запасов категории С₂;

П р и м е ч а н и е – Разделение запасов по категориям производится по степени изученности месторождения в соответствии с требованиями действующей классификации запасов.

 

- организация очагового заводнения на отдельных участках залежей;

- изменение местоположения и назначения скважин на локальных участках залежей по результатам уточнения геологического строения;

- перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой;

- одновременно-раздельная эксплуатация скважин;

- бурение горизонтальных и многозабойных скважин;

- зарезка боковых и боковых горизонтальных стволов;

- изменение порядка и направления разбуривания по горно-геологическим условиям и организационным причинам;

- увеличение объёмов бурения;

- уменьшение объёмов бурения по горно-геологическим и иным причинам;

- уточнение видов и объёмов применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти (в том числе применение гидроразрывов пластов);

- корректировка программ пробной эксплуатации, опытно-промышленной разработки, доразведки, исследовательских работ;

- корректировка технологических показателей разработки.

Изменения учитываются в последующем проектном документе.

 

7 Техническое задание

7.1 Для составления проектных документов пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, в котором указывается:

- вид проектного документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления проектного документа и сведения об экспертизе запасов в текущем году;

- сведения о ранее выполненных подсчётах запасов и проектных документах;

- год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

- вид используемых геологической и фильтрационной модели и их постоянное уточнение в процессе работ;

- намечаемые объёмы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- исходная информация, на основе которой в прогнозном периоде производится расчёт экономических показателей;

- описание объектов инфраструктуры в районе работ;

- источники рабочих агентов для воздействия на пласты, мощность водо-, газо- и электроснабжения;

- дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования эксплуатационного фонда скважин;

- информация по использованию попутного газа;

- сроки составления проектного документа;

- условия и цены реализации нефти и газа, материалы для формирования нормативов капитальных и текущих затрат.

7.2 Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, дополнительно указываются:

- глубина моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- возможное количество платформ, их тип, ёмкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;

- вид транспорта продукции (танкеры, трубопровод на берег);

- другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объёмы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

Для месторождений, расположенных в зоне многолетнемёрзлых пород, рекомендуется указать характер и мощность многолетнемёрзлых пород, глубину сезонного протаивания, наличие над-, внутри- и подмерзлотных вод.

При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчётов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту.

7.3 Техническое задание согласовывается в установленном порядке с уполномоченными органами исполнительной власти и проектирующей организацией.

 

8 Основные требования к проектированию разработки месторождения

Требования к выделению эксплуатационных объектов

 

8.1.1 При проектировании разработки новых месторождений на первом этапе в качестве эксплуатационных объектов рассматриваются подсчётные объекты (пласты), запасы УВС которых числятся на государственном балансе.

8.1.2 При выделении эксплуатационных объектов, состоящих из нескольких пластов, должны быть учтены следующие геологические критерии:

1) Объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.

2) Природные режимы пластов должны быть одинаковыми.

3) Пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.

4) Пласты не должны значительно различаться по проницаемости и неоднородности для приёмистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении.

5) Между выделяемыми эксплуатационными объектами должны иметься разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами.

6) Вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объединяемых пластах практически одинаковой, что обеспечит общие закономерности процесса вытеснения нефти.

7) Нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки.

8) Эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

8.1.3 При ожидаемой низкой технологической эффективности или экономической нецелесообразности разработки отдельных пластов самостоятельными сетками скважин может быть рассмотрена совместная эксплуатация пластов или комбинированные варианты, например: совместная эксплуатация пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки воды в каждый пласт через самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в высоко- и низкопроницаемые пласты (группы пластов); применение оборудования для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки.

Технологическая и экономическая эффективность совместной эксплуатации нескольких пластов по сравнению с раздельной должна быть подтверждена технико-экономическими расчётами.

При экономической нецелесообразности разработки продуктивного пласта, совмещённого в плане с другими объектами, самостоятельной сеткой скважин и невозможности объединения его с другими пластами по геолого-физическим причинам, этот пласт может рассматриваться в качестве возвратного (временно законсервированного) объекта.

8.1.4 При составлении первой технологической схемы разработки по результатам пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки предварительно выделенные эксплуатационные объекты могут уточняться. Уточнение (укрупнение, разукрупнение) эксплуатационных объектов допускается и в последующих проектных документах по геологическим или технологическим причинам (изменение подсчётных объектов по результатам доразведки, установление возможности или невозможности совместной эксплуатации пластов на отдельных участках залежей в связи с изменением представлений о геологическом строении и другие).

 

8.2 Геолого-технологические основы выбора вариантов разработки

 

8.2.1 Проектный документ должен содержать несколько расчётных вариантов выделения и разработки каждого эксплуатационного объекта.

Число расчётных вариантов по эксплуатационным объектам должно составлять: не менее трёх — в технологической схеме, не менее двух — в проектах разработки и в дополнениях ко всем видам проектных документов.

В проекте пробной эксплуатации и технологической схеме опытно-промышленной разработки количество расчётных вариантов не устанавливается.

8.2.2 При незначительных размерах участков залежей с запасами категории С₁ или дефиците геолого-физической информации, необходимой для сравнительной оценки нескольких вариантов, допускается рассмотрение одного варианта разработки. При достаточной изученности залежей число расчётных вариантов может быть увеличено.

Во всех вариантах предусматривается применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

8.2.3 Расчётные варианты по технологическим критериям могут различаться способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, годовым объёмам эксплуатационного бурения, порядком разбуривания скважин основного фонда, способами их эксплуатации, набором и объёмами применения методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации дебитов скважин.

На газонефтяных месторождениях расчётные варианты могут различаться объёмами совместного отбора нефти и газа из газовой шапки через добывающие нефтяные скважины.

На разрабатываемом месторождении один вариант рассматривается в качестве базового. Им является вариант, утверждённый действующим проектным документом, адаптированный к уточнённой геологической основе.

8.2.4 Для залежей значительных размеров в вариантах разработки рекомендуется рассматривать известные регулярные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин: пяти-, трёх- и однорядные, площадные пятиточечные, обращённые семиточечные и девятиточечные.

Выбор традиционных регулярных систем размещения скважин должен осуществляться с учётом опыта эксплуатации подобных залежей. Для залежей сложной конфигурации, незначительных размеров, как правило, рассматриваются нерегулярные (избирательные) системы размещения скважин.

8.2.5 При проектировании следует рассматривать различные типы скважин: традиционные (вертикальные, наклонно-направленные) и нетрадиционные (многоствольные скважины, многоствольно-разветвлённые, многозабойные, горизонтальные, многозабойные горизонтальные) вскрывающие пласты как на репрессии, так и на депрессии.

Применение нетрадиционных скважин позволит модифицировать известные регулярные системы размещения и использовать их для проектирования разработки.

8.2.6 Для низкопродуктивных залежей рекомендуется предусматривать в проектном документе проведение ГРП как в традиционных, так и в нетрадиционных скважинах.

8.2.7 Плотность сетки скважин определяется геологическим строением залежи, свойствами пластовых флюидов и экономическими условиями разработки.

С учётом накопленного опыта проектирования и разработки отечественных месторождений рекомендуется исследовать плотности сеток из диапазона от 4 до 64 га/скв.

Для исключения значительных временных затрат на перебор всех вариантов из указанного диапазона на первом этапе рекомендуется ориентироваться на средние плотности сеток скважин, апробированные на подобных месторождениях (залежах) данного района.

8.2.8 При рассмотрении вариантов плотности сеток скважин особое внимание следует обратить на два основных параметра: степень прерывистости коллекторов и плотность начальных геологических запасов нефти. Повышенная прерывистость коллекторов потребует применения более плотных сеток скважин, низкая плотность геологических запасов – более редких сеток скважин.

Рациональная плотность сетки скважин в конкретных геолого-технологических условиях разработки уточняется на основании экономических расчётов.

8.2.9 На недостаточно изученных участках залежей проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Бурение этих скважин производится по результатам уточнения геологического строения.

8.2.10 В вариантах разработки эксплуатационных объектов на участках с запасами категории С₂ скважины размещаются по сетке, обоснованной для участков с запасами категорий С₁. Допускается размещение скважин не по всей площади участков с запасами категории С₂, а только в зонах, достаточно надёжного подтверждения геологических запасов категории С2.

8.2.11 Для залежей со значительными по площади участками распространения коллекторов, резко различных по продуктивности, целесообразно рассмотреть варианты разработки отдельно по этим участкам. Если рассматривать такие залежи в целом, то доход от эксплуатации более продуктивных участков может не компенсировать убытки от эксплуатации низкопродуктивного участка, что приведёт к ошибочному выводу об экономической нецелесообразности разработки всей залежи.

8.2.12 По мере разбуривания и накопления геолого-промысловой информации о состоянии выработки запасов нефти на всех стадиях проектирования предусматриваются мероприятия по вовлечению в активную разработку запасов нефти, слабодренируемых имеющейся сеткой скважин (ГРП, зарезка боковых стволов, бурение дополнительных скважин, переход на отдельных участках на очаговое заводнение, применение физико-химических методов воздействия и другие).

8.2.13 На длительно разрабатываемых месторождениях (объектах, залежах) в рассматриваемых вариантах должны предусматриваться адресные мероприятия по рациональному использованию пробуренного фонда скважин, в том числе вывод скважин, перспективных для добычи из неработающего фонда, зарезка боковых стволов на проектном объекте, перевод скважин на другие объекты путём зарезки боковых стволов или другими методами вскрытия пласта.

8.2.14 Технологические показатели вариантов рассчитываются на проектный срок разработки, как правило, с применением цифровых геологических и фильтрационных моделей пластов, учитывающих:

- основные особенности геологического строения залежей;

- типы коллекторов;

- неоднородность строения, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов;

- физико-химические свойства насыщающих и закачиваемых в пласты флюидов;

- механизм проектируемых процессов разработки;

- геометрию размещения скважин и возможность изменения их режимов.

П р и м е ч а н и е - Под проектным сроком разработки понимается период времени, за который средняя обводнённость продукции добывающих скважин достигает ~98 % или средний дебит скважин по нефти снижается до 0,5 т/сут и менее.

8.2.15 Расчётные цифровые модели выполняются в соответствии с действующими нормативными документами по созданию моделей месторождений.

Для построения моделей, проектирования и экспертизы проектов используется программное обеспечение, сертифицированное в системе сертификации ГОСТ Р.

8.2.16 Вариант разработки месторождения в целом является совокупностью вариантов разработки эксплуатационных объектов. Технологические показатели разработки месторождения в целом определяются суммированием показателей рациональных вариантов разработки эксплуатационных объектов.