Многие нефтяные месторождения России находятся на поздней стадии разработки, когда возрастает доля остаточной нефти и меняется структура запасов, - в залежах остаются огромные объемы трудноизвлекаемой нефти.
Если в 70-е годы нефтеотдача в целом по стране была доведена до 50%, то в последующем она постепенно снизилась до 30-40%, причем по нефтяным оторочкам газовых залежей она достигает всего 10%.
Поэтому современное развитие добывающей промышленности в значительной мере связано с использованием интенсивных технологий эксплуатации нефтяных месторождений.
При вовлечении в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти на базе физико-химических воздействий повышается роль оперативной информации о количестве и качестве пластовых флюидов.
На основе этой информации решаются задачи оптимизации разработки нефтегазовых залежей, включая интенсификацию добычи , прогноз и увеличение конечной нефтеотдачи, оценку эффективности физико-химических воздействий на пласт и призабойную зону скважины.
Степень извлечения углеводородов из залежи зависит от свойств минерального скелета, флюидов и физико-химических особенностей взаимодействия между ними. Как известно, нефть в пластовых условиях не является однородной жидкостью.
Поэтому различные фракции нефти фильтруются в породе с различной скоростью.
В процессе разработки нефтегазовой залежи происходит изменение пространственного распределения ее физико-химических свойств из-за взаимодействия различных фаз фильтрационного потока со скелетом породы.
Для повышения достоверности прогноза по нефтеизвлечению необходима оперативная информация о структуре и подвижности пластовых флюидов.
Информация об изменении пространственного распределения реологических характеристик нефтей (структурной неоднородности, вязкости, плотности) позволяет контролировать состояние разрабатываемой залежи и принимать оптимальные управленческие решения с целью повышения текущей и накопленной добычи.
Эту информацию дает возможность получить технология оперативного мониторинга разработки нефтяных месторождений, созданная на базе техники и методики ядерного магнитного резонанса (ЯМР).
Особенности технологии для разных типов нефтяных залежей
Наряду с фильтрационно-емкостными свойствами породы на извлекаемость нефти из пласта существенное влияние оказывают реологические характеристики нефти, в особенности ее вязкость.
Предпосылкой эффективности применения метода ЯМР для изучения нефтяных залежей является уникальная чувствительность на молекулярном уровне к подвижности порового флюида, что позволяет различать подвижную и вязкую нефть.
В отличие от традиционных лабораторных методов исследования нефтей метод ЯМР позволяет определять не только общую вязкость, но и вязкость отдельных фаз (составляющих компонентов) нефти.
Спектральное распределение времен релаксации, полученное при ЯМР исследовании образца нефти.
Спектральным составляющим с большими временами релаксации соответствует компонента нефти, обладающая меньшей вязкостью (большей подвижностью или текучестью).
Это позволяет оценивать дополнительный (к текучести) показатель подвижности нефти - мобильность, который оказывает определяющее влияние на извлекаемость нефти из пласта.
Мобильность нефти оценивается через обратную величину вязкости компоненты с большей подвижностью с учетом ее доли в общем составе нефти.
При этом метод ЯМР дает возможность определять реологические свойства нефти и без ее извлечения из породы.
Мониторинг разработки месторождений нефти в соответствии с созданной технологией проводится по данным контроля физико-химических параметров нефти и воды с помощью ядерно-магнитных исследований отбираемых проб жидкости.
При этом извлеченный продукт используется в качестве источника и носителя объектовой информации о составе и свойствах продуктивного пласта и пластовых углеводородов и вод.
Методика структуризации остаточной нефти по типам и характеру подвижности позволяет исследовать распределение как прочно связанной остаточной нефти, так и подвижной ее компоненты.
Получаемая информация о распределении подвижной остаточной нефти позволяет обоснованно подходить к планированию технологии ее извлечения.
В зависимости от типа месторождения нефти созданная ЯМР технология оперативного мониторинга разработки решает задачи, которые имеют определенные особенности.
Значительное парафиносодержание нефтей разрабатываемых залежей заводнением ухудшает их состав и свойства и имеет определяющее значение при формировании и разработке остаточной нефтенасыщенности объекта, когда происходит ее окисление, утяжеление и увеличение вязкости.
Кроме того, на нефтяных месторождениях с повышенным содержанием парафинов при определенных режимах разработки могут создаваться предпосылки к возникновению и развитию асфальтеносмолопарафиновых образований (АСПО).
При этом адсорбция АСПО на поверхности порового пространства снижает величину нефтепроницаемости пласта, что обусловливает уменьшение продуктивности скважин. Для предупреждения развития негативных процессов, оптимизации разработки и увеличения конечного нефтеизвлечения пластов проводится систематическое изучение реологических характеристик объектовых нефтей и определяется содержание в них парафинов посредством ЯМР исследований извлекаемого продукта.
Месторождения высоковязких нефтей (ВВН) рассматриваются в качестве перспективной базы для развития нефтедобывающей отрасли в ближайшие годы.
Россия обладает значительными запасами ВВН, которые составляют около 55% от общих запасов.
Для увеличения нефтеотдачи на месторождениях высоковязких нефтей наиболее часто используют тепловые методы.
При тепловом воздействии за счет вводимого в пласт тепла происходит изменение внутренней энергии пластовой системы.
Это приводит к термическому расширению нефти и снижению ее динамической вязкости, что положительно влияет на снижение остаточной нефтенасыщенности и повышение нефтеотдачи.
При разработке месторождений тяжелой нефти термическими методами обычно 75% затрат приходится на генерацию пара.
Минимизация суммарного отношения использованного пара к объему добытой нефти является одной из первоочередных задач усовершенствования технологии добычи тяжелых углеводородов.
Оценка соотношения содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, получаемая с помощью ЯМР исследований, позволяет оптимизировать систему термических воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.
Примеры применения ЯМР технологии мониторинга разработки нефтяных месторождений в различных регионах России
Обычно вязкость пластовых нефтей оценивают по очень ограниченному числу отбираемых образцов. При этом используют простые схемы распределения значений вязкости по залежи. В реальной практике значения вязкости нефтей
имеют более сложное пространственное распределение.
Проведенные систематические ядерно-магнитные исследования свойств добываемых нефтей Ван-Еганского месторождения (Западная Сибирь) показали, что их плотностная характеристика меняется в широких пределах (0,843-0,933 г/см3), а вязкость - почти в 50 раз.
При исследовании образцов нефти из пластов БВ8-2, ПК12 и А1-2, синхронно отобранных из разных скважин месторождения выявлена внутрипластовая гетерогенность реологических характеристик нефтей.
При площадном мониторинге продукции добывающих скважин выявлена определенная приуроченность легких и подвижных нефтей (с плотностью 0,843 - 0,856 г/куб. см и с вязкостью 4,4 - 8,3 мПа.с) к южной части (кусты №№ 7 и 10) месторождения, тогда как из скважин, расположенных в центральной его части (кусты №№ 37 - 49), извлекаются высоковязкие (до 215 мПа.с) нефти повышенной плотности (до 0,935 г/см. куб).
Временной мониторинг реологических характеристик добываемой продукции в процессе разработки месторождения, показывает, что даже в пределах синхронной однокустовой эксплуатации 2-х и более добывающих скважин отмечается различное качество добываемых углеводородов.
Так, при относительно стабильной вязкости (прирост менее 6,7 %) извлеченной из скважины № 1008 (куст 90) нефти в процессе 6-ти суточной эксплуатации вязкость более плотной нефти из скважины № 1010 того же куста изменилась синхронно почти на 57 %.
Получаемая в результате площадного и временного мониторинга информация об изменении свойств пластовых флюидов позволяет контролировать состояние разрабатываемой залежи и принимать оптимальные управленческие решения с целью повышения текущей и накопленной добычи.
На месторождениях с повышенным содержанием парафинов (Республика Коми) для контроля рисков возникновения АСПО используется температура насыщения нефти парафином. При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО.
На первой стадии образования АСПО происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии - осаждение мелких кристаллов на поверхности твердой фазы, на третьей осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов.
При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов.
Анализ основных причин образования АСПО позволяет разделить их на две группы.
К первой относятся те, которые характеризуют компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменения в процессе разработки месторождения.
Ко второй относятся те причины, которые определяют тепловое состояние пластов в процессе их эксплуатации.
В связи с этим для предупреждения развития негативных процессов в разрабатываемой нефтегазовой залежи важная роль отводится мониторингу ее термодинамического состояния и систематическому исследованию реологических характеристик нефти.
На рисунке представлен пример карты подвижности нефтей по одному из пластов нефтяного месторождения, которая построена по результатам ЯМР исследований отбираемых проб продукта. Распределение зон высоких и низких показателей подвижности - мобильности извлекаемой нефти позволяет оценить более и менее благоприятные участки залежей для фильтрации нефти в поровых каналах.
В соответствии с этими особенностями закономерно распределяются по площади залежи эксплуатационные участки и скважины повышенной и пониженной продуктивности.
Поскольку температура насыщения нефти парафинами зависит от содержания парафина в нефти, была разработана специальная методика проведения ЯМР исследований отбираемых проб продукта, позволяющая определять содержание АСПО.
Пример карты содержания АСПО в нефтях, построенной по данным ЯМР исследований проб продукта, отобранных в процессе эксплуатации одного из пластов нефтяной залежи.
Проведенные ЯМР исследования показали соответствие температур насыщения нефтей парафинами температурам застывания нефтей.
Это позволяет использовать температуры застывания нефтей, определяемые посредством систематических ЯМР исследований отбираемых из объектовых пластов разрабатываемого месторождения проб продукта, с целью оценки возможного возникновения в них АСПО.
Исследования нефтей из скважин различных эксплуатационных объектов, расположенных по определенным профилям, показали, что они различаются по температурам застывания и плавления в широких пределах (12 - 43оС), что свидетельствует об их разном составе и содержании основных компонентов (парафины, асфальтены, смолы) в надмолекулярных образованиях АСПО.
Проявление температурного гистерезиса на профильных термограммах обусловлено, по-видимому, влиянием кристаллической решетки парафиновых структур в этих нефтях, а его величина - их строением и молярным весом.
Сравнение пластовых и нефтяных термограмм позволяет выдавать рекомендации по поддержанию необходимых значений пластового и забойного давлений с целью снижения рисков возникновения АСПО.
Основные риски АСПО связаны с призабойными зонами скважин, где забойное давление оказывается меньше оптимальной величины.
В этих случаях происходит интенсивное выделение газа из нефти, что приводит к ее охлаждению и, следовательно, к выпадению из нефтяного раствора парафина в составе АСПО. Это вызывает последующую кольматацию пор, а также уменьшение проницаемости коллектора вследствие выделения свободного газа, и к усилению неньютоновских свойств нефти.
Основной целью использования ЯМР исследований вязких и высоковязких нефтей пермокарбоновой залежи (ПКЗ) Севера Европейской части было повышение нефтеизвлечения посредством рационального регулирования геолого-технических мероприятий на базе данных систематического изучения добываемой продукции - мониторинга текущей информации о состоянии объектов.
Данные ЯМР исследований позволяют оценить соотношение содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, что необходимо для планирования системы дополнительных воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.
Системный анализ результатов мониторинга состава и свойств извлеченных нефтей эксплуатационных объектов (ЭО) показал, что они характеризуются повышенными реологическими величинами.
Из объектовых скважин, расположенных по профилю Запад - Восток, в основном извлекаются вязкие нефти (около 125 мПа.с), тогда как из скважин, пробуренных по направлению Юг - Север, извлекаются нефти с широким диапазоном вязкостей (50-195 мПа.с), в том числе высоковязкие нефти извлекаются преимущественно в северной части профиля.
Полученные результаты исследований показали, что рациональная разработка северного ЭО залежи по профилю Юг - Север является более сложной задачей, что обусловливает дифференцированный подход к технико-промысловым мероприятиям на различных его участках.
Для повышения объектовой добычи и коэффициента извлечения нефти очевидно более предпочтительной является целенаправленная тепловая обработка забоев добывающих скважин на южном и центральном участках этого профиля.
В результате площадного оконтуривания главных эксплуатационных блоков залежи по реологическим показателям в центральной части северного ЭО в выделен перспективный участок добычи относительно подвижной нефти, которая может быть извлечена при оптимальном управлении его разработкой путем паротеплового воздействия.
На основе данных систематических ЯМР исследований отбираемого продукта из эксплуатационных скважин получают информацию не только для оптимизации разработки залежи, включая выбор способа воздействия, но и для контроля эффективности этого воздействия.
Рассмотрим изменения во времени спектральных характеристик времен релаксации нефтей, отобранных в одной из эксплуатационных скважин, после паротеплового воздействия (ПТВ).
Полученные спектры показывают существенное увеличение доли компонент нефти большей подвижности после воздействия и постепенное уменьшение их со временем.
Опыт применения технологии оперативного мониторинга разработки месторождений нефти на основе ЯМР исследований показывает:
1. Данные ЯМР исследований отбираемых проб продукта позволяют классифицировать залежи по типу добываемых нефтей, что дает возможность выбирать наиболее оптимальные способы разработки.
2. В результате проведения петрофизических ЯМР исследований получают информацию, необходимую для моделирования разрабатываемых пластов, включая оценку остаточной нефти по типу и характеру подвижности.
3. В отличие от традиционных лабораторных методов по данным ЯМР исследований определяют не только общую вязкость, но и вязкость отдельных фаз (составляющих компонентов) нефти, что позволяет оценивать дополнительный (к текучести) показатель подвижности нефти - мобильность, который оказывает определяющее влияние на извлекаемость нефти из пласта.
4. Результаты моделирования и систематических ЯМР исследований отбираемого продукта позволяют провести классификацию нефтяных пластов по их потенциальной продуктивности.
5. На месторождениях с повышенным содержанием парафинов данные систематического изучения реологических характеристик объектовых нефтей и определения концентрации парафинов, полученные посредством ЯМР исследований извлекаемого продукта, дают возможность предупреждать возникновение и развитие асфальтеносмолопарафиновых образований (АСПО).
6. При проведении ЯМР исследований на месторождениях высоковязких нефтей получают информацию о соотношении содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, которая необходима для планирования системы дополнительных воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.
7. Получаемая информация о реологических характеристиках пластовых углеводородов, о характере и интенсивности взаимного влияния нефтей и вмещающих их пород-коллекторов позволяет выбирать наиболее эффективные технологии воздействия и оптимальные режимы разработки.
8. Мониторинг эксплуатации нефтяной залежи на основе перманентных ЯМР исследований отбираемого продукта позволяет оценивать эффективность применяемой технологии воздействия с целью повышения нефтеотдачи.
Созданная технология оперативного мониторинга разработки месторождений нефти базируется на программно-управляемом аппаратурно-методическом комплексе (АМК) петрофизических ЯМР исследований каменного и флюидного материала.
В составе АМК используется ЯМР релаксометр, который входит в Госреестр средств измерений.
Литература
1. Белорай Я.Л., Кононенко И.Я., Чертенков М.В., Чередниченко А.А. Трудноизвлекаемые ресурсы и разработка залежей вязких нефтей. «Нефтяное хозяйство», № 7, 2005 г.
2. Оперативный мониторинг качества вязких и высоковязких нефтей и битумов на поздней стадии разработки месторождений. А.М. Блюменцев, Я.Л. Белорай, И.Я. Кононенко. В материалах Международной научно-практической конференции: «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и битумов» - Казань: Изд-во «Фэн», 2007.
3. Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М., Наука. 1993.
4. Муслимов Р.Х., Мусин М.М., Мусин К.М. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. - Казань: Новое Знание, 2000. - 226 с.
5. Патент на изобретение № 2386122 Способ и устройство для мониторинга разработки нефтяных залежей. 25.01.2008 г. Авторы: Белорай Я.Л., Кононенко И.Я., Сабанчин В.Д., Чертенков М.В.
6. Блюменцев А.М., Белорай Я.Л., Кононенко И.Я. Применение геоинформационных технологий при разведке и разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Доклад на конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (НТО нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина с 18 по 21 февр. 2008 г.)
УТВЕРЖДАЮ
Первый заместитель Министра
природных ресурсов
Российской Федерации
В.А.Пак
4 августа 2000 года
Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых
В
документе изложены принципы организации и ведения мониторинга
месторождений твердых полезных ископаемых, определены его цели и
задачи, сформулированы требования к составу информации.
Требования предназначены
для органов управления государственным фондом недр и должны
использоваться при выдаче лицензий на пользование участками недр
для добычи твердых полезных ископаемых и обеспечении ведения
объектного уровня мониторинга на указанных месторождениях.
Требования к мониторингу
месторождений твердых полезных ископаемых разработаны
Гидрогеоэкологической научно-производственной и проектной фирмой
"ГИДЭК".
"Требования к мониторингу
месторождений твердых полезных ископаемых" согласованы
Госгортехнадзором России.
1. Основные понятия
В
настоящих Требованиях используются следующие основные понятия:
Геологическая среда -
часть недр, в пределах которой протекают процессы, оказывающие
влияние на жизнедеятельность человека и другие биологические
сообщества. Геологическая среда включает горные породы ниже
почвенного слоя, циркулирующие в них подземные воды и связанные с
горными породами и подземными водами физические поля и
геологические процессы;
Мониторинг состояния недр
(геологической среды) - система регулярных наблюдений, сбора,
накопления, обработки и анализа информации, оценки состояния
геологической среды и прогноза ее изменений под влиянием
естественных природных факторов, пользования недрами и иной
антропогенной деятельности;
Месторождение твердых
полезных ископаемых - природное скопление твердого минерального
вещества, которое в количественном и качественном отношениях может
быть предметом промышленной разработки при данном состоянии техники
и технологии его добычи и переработки и в данных экономических
условиях;
Мониторинг месторождений
твердых полезных ископаемых - мониторинг состояния недр
(геологической среды) и связанных с ним других компонентов
окружающей природной среды в границах техногенного воздействия в
процессе геологического изучения и разработки этих месторождений, а
также ликвидации и консервации горнодобывающих предприятий;
Лицензия на пользование
недрами - государственное разрешение, удостоверяющее право
пользования участком недр в определенных границах в соответствии с
указанной целью в течение установленного срока при соблюдении
заранее оговоренных условий;
Компоненты окружающей
природной среды - составные части экосистем. К ним относятся:
воздух, поверхностные и подземные воды, недра, почвы, растительный
и животный мир.
2.1. Настоящие требования
разработаны с учетом требований Закона
Российской Федерации "О недрах" (в ред. федеральных законов от 03.03.95 N 27-ФЗ ,
от 10.02.99 N 32-ФЗ , от 02.01.2000 N 20-ФЗ), Закона Российской Федерации "Об охране
окружающей природной среды" от 19.12.91 N 2061-1 , Постановления Совета Министров - Правительства
Российской Федерации от 24.11.93 N 1229 "О создании единой
государственной системы экологического мониторинга" , Концепции
и Положения о Государственном мониторинге геологической среды
России, утвержденных приказом Роскомнедра N 117 от 11.07.94, и
других правовых и нормативных документов.
2.2. Мониторинг
месторождений твердых полезных ископаемых (ММТПИ) является
подсистемой мониторинга состояния недр (геологической среды) и
представляет собой объектный уровень мониторинга.
2.3. Разработка
месторождений твердых полезных ископаемых может осуществляться
только на основании лицензии на пользование недрами. В условиях
лицензии, по согласованию с органами Госгортехнадзора России,
должны быть установлены основные требования к мониторингу
месторождения, выполнение которых является обязательным для
владельцев лицензии.
Проведение ММТПИ, как
объектного уровня мониторинга геологической среды, в соответствии с
условиями лицензии на пользование недрами является обязанностью
субъектов предпринимательской деятельности - владельцев лицензии на
пользование недрами для геологического изучения недр и добычи
полезных ископаемых.
2.4. Целью ведения ММТПИ
является информационное обеспечение органов управления
государственным фондом недр и недропользователей при геологическом
изучении и разработке месторождений полезных ископаемых.
2.5. Для реализации
указанной цели в системе ММТПИ осуществляется решение следующих
основных задач:
-
оценка текущего состояния геологической среды на месторождении,
включая зону существенного влияния его эксплуатации, а также
связанных с ним других компонентов окружающей природной среды, и
соответствия этого состояния требованиям нормативов, стандартов и
условий лицензии на пользование недрами для геологического изучения
недр и добычи полезного ископаемого;
-
составление текущих, оперативных и долгосрочных прогнозов изменения
состояния геологической среды на месторождении и в зоне
существенного влияния его отработки;
-
экономическая оценка ущерба с определением затрат на предупреждение
отрицательного воздействия разработки месторождения на окружающую
природную среду (осуществление природоохранных мероприятий и
компенсационных выплат);
-
разработка мероприятий по рационализации способов добычи полезного
ископаемого, предотвращению аварийных ситуаций и ослаблению
негативных последствий эксплуатационных работ на массивы горных
пород, подземные воды, связанные с ними физические поля,
геологические процессы и другие компоненты окружающей природной
среды;
-
предоставление органам Госгортехнадзора России и другим
государственным органам власти информации о состоянии геологической
среды на месторождении полезного ископаемого и в зоне существенного
влияния его отработки, а также взаимосвязанных с ней компонентов
окружающей природной среды;
-
предоставление территориальным органам управления государственным
фондом недр данных ММТПИ для включения в систему государственного
мониторинга состояния недр;
-
контроль и оценка эффективности мероприятий по рациональному
способу добычи полезного ископаемого, обеспечивающему, при прочих
равных условиях, полноту его выемки и сокращение нерациональных
потерь.
Конкретные задачи
мониторинга могут уточняться условиями лицензий на пользование
недрами и геологическими заданиями на выполнение работ.
2.6. Разрабатываемое
месторождение полезного ископаемого и другие, связанные с его
разработкой объекты хозяйственной деятельности, представляют собой
сложную природно-техногенную систему, содержащую, как правило, ряд
источников антропогенного воздействия на окружающую (в т.ч.
геологическую) среду. Это воздействие является объектом нескольких
видов мониторинга. Поэтому ММТПИ, помимо мониторинга геологической
среды, может включать в себя мониторинг поверхностных водных
объектов, атмосферы, почв, растительности.
2.7. При постановке и
ведении ММТПИ, как подсистемы мониторинга состояния недр, нужно
различать виды и источники антропогенного воздействия, связанные
непосредственно со вскрытием и разработкой месторождения (добычей
полезного ископаемого), и источники антропогенного воздействия,
связанные с сопутствующей добыче инфраструктурой горнодобывающего
предприятия, в т.ч. с хранением, транспортировкой и переработкой
добытого полезного ископаемого и рудовмещающих горных пород, а
также сбросом и утилизацией подземных вод, извлекаемых при осушении
месторождения.
2.7.1. К источникам
антропогенного воздействия, связанным с добычей полезного
ископаемого, т.е. непосредственно с недропользованием,
относятся:
а) открытые (карьеры,
разрезы, разрезные траншеи) и подземные горные выработки (шахты,
штольни и др.), выработанные полости, а также технологические
скважины при разработке месторождений твердых полезных ископаемых
методом подземного выщелачивания;
б) сооружения шахтного
или карьерного водоотлива (системы водопонизительных и дренажных
скважин, подземных горных выработок);
в) сооружения по закачке
в недра извлеченных при добыче полезных ископаемых подземных под;
системы захоронения шахтных вод;
г) фильтрационные завесы,
связанные с закачкой в недра специальных растворов;
д) газо-аэрозольные и
пылевые выбросы;
е) сооружения по
инженерной защите горных выработок от негативного воздействия
опасных геологических процессов;
ж) автономные водозаборы
подземных вод, расположенные на площади месторождения и
используемые для добычи подземных вод с целью
хозяйственно-питьевого или технического водоснабжения.
________________
В зависимости от условий лицензий на
пользование недрами такие водозаборы могут быть как объектом ММТПИ,
так и объектом мониторинга подземных вод.
Указанные виды источников
антропогенного воздействия оказывают влияние в первую очередь на
состояние недр (геологическую среду), но могут приводить также к
изменению других компонентов окружающей природной среды
(поверхностных вод, атмосферы, состояния растительности, состояния
поверхности земли).
2.7.2. К источникам
антропогенного воздействия на окружающую (в том числе
геологическую) среду, не связанным непосредственно с процессом
добычи твердых полезных ископаемых, относятся:
а) отвалы горных пород,
гидроотвалы, склады полезных ископаемых, шламо- и хвостохранилища
горнообогатительных комбинатов и фабрик, пруды-отстойники,
накопители сточных вод;
б) каналы и трубопроводы
отвода рек и ручьев, технических вод и стоков;
в) сбросы дренажных и
сточных вод в поверхностные водотоки и водоемы;
г) технологические и
бытовые коммуникации;
д) участки рекультивации
земель;
е) опасные
инженерно-геологические процессы, сформировавшиеся под воздействием
антропогенной деятельности;
ж) сооружения по
инженерной защите объектов инфраструктуры от негативного
воздействия опасных геологических процессов.
Эти источники
антропогенного воздействия оказывают влияние как на геологическую
среду, благодаря, главным образом, утечкам из водонесущих
коммуникаций, а также из гидроотвалов, шламо- и хвостохранилищ, с
площадок промышленных предприятий, так и на другие компоненты
окружающей природной среды.
2.8. С учетом
вышеизложенного, ММТПИ включает в себя:
-
регулярные наблюдения за элементами геологической среды, горными
выработками и другими сооружениями, а также за отдельными
компонентами окружающей природной среды в границах зоны воздействия
на экосистемы как собственно отработки запасов полезного
ископаемого, так и другой хозяйственной деятельности
горнодобывающего предприятия (п.п.2.7.1 и 2.7.2); регистрацию
наблюдаемых показателей и обработку полученной информации;
-
создание и ведение информационных фактографических и
картографических баз данных, включающих в себя весь набор
ретроспективной и текущей геологической и технологической
информации (а при необходимости и постоянно действующую модель
месторождения), позволяющей осуществлять:
-
оценку пространственно-временных изменений состояния геологической
среды и связанных с ней компонентов окружающей природной среды на
основе полученных в процессе мониторинга данных;
-
учет движения запасов полезных ископаемых и потерь при их добыче и
переработке;
-
учет извлеченных (перемещенных) горных пород;
-
прогнозирование изменения состояния объектов горных работ и
связанных с ними компонентов окружающей среды под влиянием добычи
полезного ископаемого, дренажных мероприятий и других антропогенных
факторов (п.п.2.7.1 и 2.7.2);
-
предупреждения о вероятных негативных изменениях состояния
геологической среды и необходимой корректировке технологии добычи
запасов полезных ископаемых;
-
разработку рекомендаций по ликвидации последствий аварийных
ситуаций, связанных с изменениями состояния геологической
среды.
Таким образом, ММТПИ
проводится на площади как собственно месторождения полезного
ископаемого и техногенных объектов горного производства, так и в
зоне существенного влияния недропользования на состояние недр и
другие компоненты окружающей природной среды, изменения которых
связаны с изменением геологической среды под влиянием вскрытия и
разработки месторождения полезного ископаемого и иной хозяйственной
деятельности горнодобывающего предприятия.
2.9. На основе получаемой
в процессе ММТПИ информации принимаются решения по обеспечению
процессов управления добычей минерального сырья, оценке натуральных
показателей для назначения величины компенсационных выплат,
обеспечению условий полноты выемки запасов полезного ископаемого,
предотвращению аварийных ситуаций, снижению негативных последствий
эксплуатационных работ на окружающую природную среду, а также
контроль за соблюдением требований, установленных при
предоставлении недр в пользование (требований условий лицензий на
пользование недрами).
3.1. В соответствии с
положениями раздела 2 ММТПИ должен охватывать как непосредственно
площадь ведения горных работ, так и зону существенного влияния
разработки месторождения и сопутствующих ей процессов на состояние
недр и других компонентов окружающей природной среды.
Поэтому в общем случае на
площади проведения ММТПИ может быть выделено 3 зоны:
Зона I - зона
непосредственного ведения горных работ и размещения других
технологических объектов, влияющих на изменение состояния недр в
пределах границ горного отвода;
Зона II - зона
существенного влияния разработки месторождения на различные
компоненты геологической среды;
Зона III - периферийная
зона, примыкающая к зоне существенного влияния разработки
месторождения (зона фонового мониторинга).
3.1.1. Границы площади
ведения горных работ (зона I) определяются природными
геологическими и технико-экономическими факторами. Во всех случаях
верхней границей месторождения принимается поверхность земли, а
нижней - подошва балансовых запасов полезного ископаемого. Обычно
границы зоны I - это границы зоны горного отвода.
3.1.2. Размеры зоны
существенного влияния разработки месторождения твердых полезных
ископаемых (зона II) устанавливаются по распространению участков
(площадей) активизации опасных геологических процессов под влиянием
добычи полезного ископаемого и существенного нарушения
гидродинамического режима и структуры потоков подземных вод в
пределах депрессионной воронки.
По имеющимся
представлениям за зону существенного техногенного влияния
инженерно-геологического характера следует принимать площадь на
порядок больше площади, на которой осуществляется производственная
деятельность при разработке месторождения. Наибольшие размеры
территорий, подверженных влиянию разработки месторождения, связаны
с развитием депрессионных воронок подземных вод при проведении
водопонизительных и дренажных мероприятий. Они определяются
гидрогеологическими условиями и особенностями системы отбора
подземных вод, а также наличием или отсутствием системы обратной
закачки дренажных вод. Депрессионная воронка расширяется во времени
и может достичь весьма существенных размеров, особенно в напорных
пластах, имеющих широкое площадное распространение. В то же время
радиусы зоны существенного влияния, где понижение уровня составляет
около 10-20% от понижения в центре депрессии, обычно не превышают
10-20 км в напорных пластах и первых километров в безнапорных.
Этими цифрами следует руководствоваться при определении размеров
зоны существенного влияния разработки.
При разработке небольших
месторождений с неглубоко залегающими полезными ископаемыми, в
замкнутых гидрогеологических структурах, а также при отработке
месторождений выше уровня подземных вод зона существенного
воздействия может быть ограничена горным и земельным отводом.
3.1.3. Границы III зоны и
ее площадь принимаются таким образом, чтобы в процессе мониторинга
можно было проследить фоновые изменения состояния геологической
среды, сравнить их с ее изменениями в зоне II и выделить те из них,
которые связаны с разработкой месторождения, и те, которые
определяются другими факторами. Поэтому площадь зоны III должна
охватывать участки с геолого-гидрогеологическими условиями и
ландшафтами, развитыми в зоне II.
Произошла ошибка
Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.
14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»
Иракское месторождение Бадра расположено в тектонически активном районе предгорья Загрос и характеризуется сложным геологическим строением с высокой изменчивостью коллекторских свойств карбонатных пластов. Добывающие скважины вскрывают до пяти продуктивных пластов в интервале глубин 4400–4850 м. Проницаемость пластов по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС) изменяется в пределах (3-15)⋅10 -3 мкм 2 , по данным керна - (1-250)⋅10 -3 мкм 2 , нефтенасыщенные толщины достигают 120 м.
Особенности месторождения обусловили необходимость разработки специальной программы гидродинамических и потокометрических исследований скважин как на стадии разведки с целью составления надежной петрофизической и фильтрационной моделей залежи, так и на стадии эксплуатации месторождения для оптимизации стимуляции скважин при освоении, выполнении мониторинга и регулирования системы разработки залежи.
Продуктивные пласты формации Мауддуд как единого объекта разработки месторождения Бадра характеризуются значительной неоднородностью по разрезу. С учетом того, что получение притока при освоении скважин без кислотных обработок маловероятно для большинства прослоев, проектирование освоения и тестирование скважин выполнялись поинтервальным способом с целью достоверного изучения параметров каждого прослоя, характера притока и свойств флюида. Поинтервальное освоение и испытание разведочных скважин осуществлялись с использованием компоновки временного заканчивания скважин (DST) по следующей методике:
Спуск компоновки DST с перфораторами на трубах и автономными термоманометрами;
Перфорация и закачка кислоты в объект испытания с применением многоступенчатых кислотных систем и потокоотклонителей (дайверторов) кислоты для выравнивания профилей приемистости;
Очистка скважины от продуктов реакции и испытание на различных штуцерах с последующей регистрацией кривой восстановления давления (КВД);
Извлечение временной компоновки, изоляция объекта пробкой и повторение процедуры для вышележащего интервала.
По окончании испытания последнего объекта установленные цементные пробки разбуривались, спускалась финальная компоновка заканчивания с установкой перманентных пакеров. Проводилась заключительная солянокислотная обработка (СКО) всех испытанных объектов с последующей очисткой скважин и записью забойных расхода, давления и температуры прибором PLT. Полученные данные позволили определить поинтервальные фильтрационно-емкостные своства (ФЕС) пласта, интервалы притока при совместной и раздельной работе, пластовые и забойные давления при различных режимах эксплуатации скважин.
На стадии разведки месторождения в 2010–2014 гг. наряду с 3D сейсморазведкой, геофизическими исследованиями скважин (ГИС), анализом керна и флюидов был выполнен комплекс гидродинамических (ГДИ) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований двух разведочных скважин, в которых селективно освоены и исследованы 3–6 интервалов формаций Мауддуд, Румэйла и Мишриф.
Рассмотрим результаты ГДИ на примере одной из разведочных скважин. При исследовании использовалась технология регистрации кривой стабилизации и восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра компоновки DST. Количественная интерпретация материалов записей датчиков давления совместно с данными об изменении дебита скважины выполнялась с применением программного комплекса Saphir компании Kappa Engineering. На рис.1 представлены результаты ГДИ нижнего и верхнего объектов формации Мауддуд.
Результаты интерпретации данных ГДИ подтвердили прогноз по ГИС: проницаемость верхнего объекта - 3,9⋅10 -3 мкм 2 , проводимость 140⋅10-3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −3,8, при этом средний дебит составил 830 м 3 /сут при депрессии 20 МПа, проницаемость нижнего объекта - 0,8⋅10 -3 мкм 2 , проводимость 8,5⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −4,5, средний дебит - 170 м 3 /сут при депрессии 30 МПа.
Следующим этапом исследований стало совместное испытание двух пластов с проведением повторной СКО и комплекса ПГИ. Полученные результаты позволили определить интегральные параметры многопластовой системы: средняя проницаемость двух пластов - 3,5⋅10 -3 мкм 2 , проводимость - 160,1⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −4,5, дебит - 1170 м 3 /сут при депрессии 20 МПа. Высокое пластовое давление (около 50 МПа) обеспечивало депрессию около 20 МПа без снижения давления на забое ниже давления насыщения. Высокий дебит свидетельствует о высокой информативности стандартных методов оценки притока - состава (в том числе механической расходометрии). Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ приведен на рис. 2.
Рис. 1. Динамика дебита и давления, а также давления в логарифмических координатах а, б - пласт соответственно нижний и верхний
Расходометрия и термометрия в рассматриваемом примере дополняют друг друга. Выше пласта 2 (см. рис. 2) дебит настолько велик, что градиент температуры между пластами близок к нулю. В этой области термометрия (см. рис. 2, окно VI) не информативна для оценки дебита, но эффективен расходомер (см. рис. 2, окна IX-XI). В пределах пластов 6 и 7 скорость потока в стволе настолько мала, что не фиксируется расходомером, но может быть оценена по результатам термометрии. Результаты количественной оценки дебита по комплексу методов представлены в окнах VI и XII на рис. 2.
У всех прослоев как рассмотренной, так и других скважин достигнуты значительные отрицательные значения скин-фактора, варьирующиеся от −3,8 до −5,5, что позволяет достигать больших коэффициентов продуктивности скважин, несмотря на сравнительно невысокие фильтрационные параметры пластов.
Эффективность стимуляции скважин солянокислотными составами с потокоотклоняющими агентами обусловлена прежде всего высокими давлениями (до 52 МПа на устье), близкими к давлению гидроразрыва пласта (95–100 МПа), расходом (9–15 баррелей/мин) и объемом закачки 15%-ной соляной кислоты (3,5–5 м 3 /м толщины). Характерных признаков кислотного гидроразрыва пласта уверенно не выявлено, однако такие режимы обработки способствуют образованию неоднородных каналов растворения, уходящих в глубь пласта до 150 м.
Рис. 2. Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ: I - колонка глубин; II - вскрытые совместно пласты; III - конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу; IV - диаграмма гамма-метода (ГМ); V - диаграмма локатора муфт (ЛМ); VI - диаграмма термометрии (TG - условная геотермограмма; А, В, С - интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов по результатам термометрии); VII, VIII - плотность заполнителя ствола соответственно в действующей и остановленной скважине по барометрии; IX, X - скорость потока соответственно в действующей и остановленной скважине по расходометрии; XI, XII - распределение дебитов по объектам по расходометрии;
Особенностями продуктивных пластов месторождения Бадра являются большой этаж нефтеносности (до 450 м) и ухудшение проницаемости от центра формации к кровле и подошве. В связи с этим первый опыт одновременно с освоением кислотной обработки продуктивного пласта в скважине, законченной открытым стволом со щелевым хвостовиком, показал ее низкую эффективность по разрезу. Последующая глубинная расходометрия позволила определить причины, а также на основе моделирования СКО в программе StimPro понять механизм проникновения кислоты по разрезу и глубине пласта. Основным недостатком такой обработки является то, что закачиваемая кислота реагирует только с верхней частью пласта, не достигая нижней даже при увеличении ее объемов. Несмотря на применение потокоотклонителей, кислота поступает преимущественно только в верхнюю часть, в которой скин-фактор снизился в первую очередь. При проведении последующих СКО подобный опыт был учтен и применены интервальные кислотные ванны с использованием гибкой НКТ, устанавливаемые преимущественно в нижней части пласта для выравнивания профиля поглощения. Далее проводилась полномасштабная многостадийная СКО 15%-ной HCl удельным объемом 5 м 3 /м перфорации. Подобный подход позволил повысить продуктивность скважин после освоения. После ввода скважины в эксплуатацию выполнялась забойная расходометрия прибором PLT в динамических и статическом режимах для определения поинтервальных характеристик. Результаты показали улучшение качества обработки и близость к результатам, полученным при селективных операциях. В настоящее время таким способом обработаны три добывающие скважины, значения скин-фактора по пластам составляют 4,2–4,7, плановые дебиты превышены на 10–15 % и равны 8–12 тыс. баррелей/сут.
Стремясь улучшить полученные результаты, не увеличивая стоимости и времени освоения, и получить высокую степень выработки запасов пластов на разных участках месторождения Бадра, специалисты провели анализ технологий, доступных на рынке Ирака, для поинтервальных СКО с применением компоновки, предназначенной для заканчивания скважины. Запланировано использование двухпакерной установки для временной изоляции обрабатываемого интервала. Преимущество подобной системы состоит в том, что каждый интервал обрабатывается кислотой независимо от приемистости других интервалов, и все интервалы могут быть последовательно обработаны за одну спускоподъемную операцию, что экономит время работы бурового станка, используемого для спуска двухпакерной установки.
Поскольку первичная информация о поинтервальных обработках продуктивных пластов была получена в разведочных скважинах и определены основные продуктивные пласты-интервалы, из-за высокой продолжительности и стоимости поинтервальных испытаний продуктивные пласты в добывающих скважинах исследуются как один объект после спуска компоновки для заканчивания скважины. Таким образом, по всем новым и ежегодно действующим скважинам запланирован комплекс исследований, который включает одновременное выполнение ГДИ и ПГИ за одну спускоподъемную операцию. При этом время исследований сокращается с 8,5 до 1,5 сут без снижения качества исследований. Схема исследований скважины приведена на рис. 3.
Рис. 3. Результаты проведения комплекса ГДИ и ПГИ в добывающих скважинах(КВД - кривая восстановления давления)
Промыслово-геофизический мониторинг как добывающих, так и разведочных скважин позволяет выполнять точный прогноз добычи по каждой скважине. Промыслово-геофизический контроль разработки дает возможность контролировать энергетическое состояние пласта, выявлять наличие интерференции скважин, оценивать динамику скин-фактора и др. Подобная информация является также базовой для подбора оптимальных технологических параметров эксплуатации скважин и планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Поскольку скважины месторождения Бадра эксплуатируются фонтанным способом, тестирование их на различных режимах позволило настроить модель течения в стволе жидкости и пересчитать устьевые давления в забойные в достаточном для промыслового использования диапазоне скоростей течения и забойных давлений. Повторные исследования, выполненные в скважинах через год после начала эксплуатации, показали расхождение рассчитанных и измеренных значений забойного давления менее 1,5 %.
В скважинах, которые вводились в эксплуатацию в 2015 г., был выполнен повторный комплекс ГДИ и ПГИ, что позволило оценить изменение пластового давления и скин-фактора. Наглядной иллюстрацией надежности прогнозов на основе таких детальных исследований, несмотря на наличие неопределенности свойств удаленных зон пластов, может служить сравнение прогнозных и фактических показателей работы скважин (рис. 4), введенных в эксплуатацию более года назад, штуцеры и режимы которых не менялись, кроме кратковременных остановок на регламентные работы. Отклонение дебитов и забойных давлений не превышает ± 3 %.
Рис. 4. Сопоставление прогнозного дебита на 2015 г. с фактическим по скв. БД5 (а) и БД4 (б) (Р10, Р50, Р90 - сценарии разработки)
Таким образом, на основе детальных исследований, выполненных в разведочных скважинах, предложен оптимальный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований добывающих скважин месторождения Бадра, который наряду с постоянным мониторингом параметров работы скважин позволяет:
Получить достоверные данные для проектирования ГТМ в скважинах;
Выполнить оценку эффективности первоначальных и повторных СКО каждого интервала пласта;
Постоянно поддерживать высокую эффективность гидродинамической модели;
Выполнить надежное прогнозирование показателей эксплуатации скважин при планировании добычи месторождения, включая оценку оптимальных технологических режимов их работы.
Авторский курс профессора, д.ф.-м.н., член-корр. РАЕН, члена SPE, ACS К.М. Федорова, главного специалиста ООО «НТЦ-ОЙЛТИМ» А.О. Потапова, директора по развитию ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» Т.М. Мухаметзянова.
Цель курса - Эффективное управление разработкой месторождений включает применение широкого спектра геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах. Новые технологии позволяют решать многие проблемы, возникающие при разработке залежей, однако их применение связано с тщательным оперативным анализом состояния разработки, назревших проблем добычи и заводнения, научным и техническим обоснованием комплексного применения различных средств. Эти исследования называются мониторингом разработки месторождений.
Однако на сегодня состав работ по мониторингу не регламентирован и часто ограничивается только перестройкой геолого-технологических моделей с учетом новых промысловых данных и выработкой общих рекомендаций на их основе по дальнейшей разработке месторождения. Программа традиционных исследований пласта проводится для решения оперативных задач и зачастую не направлена на решение актуальных задач разработки месторождения в целом. Выбор скважин-кандидатов для исследований часто проводится по остаточному принципу. В ряде случаев отсутствует системный подход к изучению залежей и месторождений.
В результате геолого-технологические мероприятия, определяемые в результате работ по мониторингу, направлены, как правило, на интенсификацию притока и ограничение добычи воды, а не решают комплексных проблем месторождения в целом. Рекомендуемый список проведения ГТМ часто является недостаточно конкретным, в нем указывается лишь общее количество мероприятий различного типа.
На сегодняшний день назрела необходимость в дополнении сложившейся схемы проведения мониторинга новыми видами работ и регламентации его задач и содержания. В первую очередь эти работы должны быть направлены на снижение неопределенности представлений о геологической структуре залежи и детальный анализ энергетического состояния объекта разработки. Результаты этих исследований направлены на разработку целевой программы ГТМ для согласованного воздействия на добывающие и нагнетательные скважины. Выполнение такой программы позволит поднять степень извлечения запасов углеводородов и, следовательно, повысить эффективность разработки месторождения в целом.
По окончании курса слушатели смогут:
Учебно-тематический план курса (40 акад. часов)
1. Концепция гидродинамического мониторинга разработки.
Сложившиеся подходы к проблеме мониторинга разработки. Развитие концепции гидродинамического мониторинга месторождений.
2. Методы и приемы согласования программы исследования скважин с задачами мониторинга разработки.
Гидродинамические исследования скважин: типы, цели и задачи. Разработка комплексной программы исследования скважин.
3. Анализ энергетического состояния залежи для совершенствования системы заводнения.
Методика построения карт изобар по результатам ГДИ для анализа энергетического состояния залежи. Анализ системы заводнения. Определение объемов нецелевой закачки.
4. Решение задач управления заводнением через создание целевой программы ГТМ.
Разработка методики целевого подхода к планированию и проведению ГТМ. Пример проведения кислотных обработок скважин Вахской группы месторождений. Разработка целевой программы ГТМ на примере Верх-Тарского месторождения. Применение основных элементов концепции гидродинамического мониторинга на примере Фаинского месторождения.
