iii. Свойства и состав пластовых флюидов
1. Свойства и состав нефти, газа и конденсата
В раздел рекомендуется включать:
- диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 4, 5);
- сведения о компонентном составе пластовой, дегазированной нефти и растворенных нефтяных газов с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 6);
- сведения о физико-химических свойствах и фракционном составе дегазированной нефти, о концентрации микрокомпонентов (металлов); технологическая классификация сырой нефти;
- табличные и графические зависимости свойств (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) как функции давления для каждого из флюидов при пластовой температуре;
- для газонефтяных, нефтегазовых залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой, содержащих запасы газа и конденсата промышленного значения: сведения о составе и свойствах пластового газа и конденсата, зависимость содержания конденсата, объемного коэффициента, вязкости, плотности газа и конденсата от давления при пластовой температуре;
- для месторождений высокопарафинистых нефтей: оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий;
- для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин: источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта;
- для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;
- для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов (удельная теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности) (табл. 16).
2. Химический состав и свойства пластовых вод
На основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб приводятся:
- характеристика свойств и состава пластовых вод, представленная в форме таблицы 9;
- средний состав водорастворенных газов;
- характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и ее совместимость с пластовой водой.
3. Запасы УВС
Сведения о запасах представляются в таблицах 17 - 20.
Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.
76. В разделе цифровые модели месторождения рассматриваются
iv. Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.
Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:
- цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
- цифровой адресной геологической модели месторождения (залежей);
- физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
- программных средств моделирования, оптимизации процесса разработки, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
- программных средств и технологий, позволяющих уточнять модели в процессе разработки месторождений;
- программ выдачи, хранения и архивации получаемых результатов.
Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:
- результаты региональных геолого-геофизических исследований, характеризующие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;
- результаты интерпретации данных дистанционных (космо-, аэро-) методов;
- данные трехмерной (3D) или детализационной двумерной (2D) сейсморазведки;
- данные вертикального сейсмического профилирования, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;
- результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;
- результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;
- измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), гранулометрии для основных классов пород;
- данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;
- исходные данные геофизических исследований скважин, результаты их обработки и интерпретации;
- данные инклинометрии скважин;
- данные контроля разработки (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, широкополосный акустический каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж);
- данные испытаний скважин;
- результаты гидродинамических и индикаторных исследований пластов и скважин;
- сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации;
- 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, опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии;
- утвержденные отчеты по подсчету геологических и извлекаемых запасов, проектные технологические документы, отчеты авторских надзоров, анализов разработки, материалы из государственного баланса запасов, протоколы их экспертизы, согласования и утверждения, научные отчеты о проведении исследований на месторождении.
v. Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов
Излагаются результаты работ по методике и выбору стратиграфических границ продуктивных пластов и выделения этих границ во всех скважинах месторождения. Результаты работ представляются в виде альбома профилей корреляции. Их количество зависит от сложности геологического строения объекта моделирования, охватывая не менее 50% фонда скважин.
При корреляции разведочных скважин рекомендуется представлять временные сейсмические разрезы с вынесенными на них кривыми ГИС.
Кроме того, результаты выполнения детальной корреляции представляются в виде файла с информацией: N скважины, N корреляционной таблицы, абсолютная отметка выделения этой границы.
vi. Обоснование объемных сеток и параметров модели
Вертикальные и горизонтальные размеры ячеек выбираются с
учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых
пропластков. В области размещения скважин трехмерная модель
состоит из элементарных ячеек размером не более дельтаX ,
min
дельтаY и дельтаZ . Линейные размеры дельтаX и дельтаY
min min min min
выбираются из условия размещения на площади эксплуатационного
объекта не менее четырех узловых точек между соседними скважинами
и с условием определения площади поверхности на модели с
погрешностью не более +/- 3%. На практике размеры дельтаXmin и
дельтаY варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами
min
контура размещения скважин шаги дельтаX и дельтаY могут быть
min min
большего размера. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с
ориентацией тектонических и литологических экранов.
Количество слоев по вертикали и их размеры дельтаZ
min
выбираются с учетом детальности геофизического расчленения
разрезов скважин при условии их согласованности с вертикальной
толщиной геологических слоев и подсчетных объектов. Каждый
элементарный геологический слой должен быть представлен, как
минимум, одной ячейкой по вертикали.
Для каждого эксплуатационного объекта геометрические параметры геологических моделей представляются в таблице 21.
vii. Построение структурных моделей залежей
Под структурной моделью понимается "куб" гипсометрических отметок, характеризующих пространственное положение каждого расчетного узла ГМ в координатах x, y, z. В зависимости от детальности цифровой ГМ построение основного структурного каркаса проводится по кровлям и подошвам пластов, зональным интервалам, а также по кровлям и подошвам коллекторов каждого пласта, цикла или подсчетного объекта, а в случае детальной ГМ - по кровле и подошве каждого элементарного расчетного слоя по оси z.
Приводится распределение глубинных невязок между сейсмическими данными и абсолютными отметками в скважинах для дальнейшего анализа достоверности построения структурного каркаса. В случае исправления абсолютных отметок пластопересечений (в связи с корректировкой структуры) указываются величины подвижек в табличном виде. Используют при исправлении отметок сеть опорных (вертикальных и наклонно-направленных) скважин.
Выходными данными после построения структурной модели являются двухмерные послойные карты структурных поверхностей в общепринятых форматах и набор контрольных точек (скважин) со значением абсолютных отметок на этих поверхностях.
viii. Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов