Осложняющие и негативные факторы

Одной из важнейших задач рационального недропользования является обеспечение максимального использования фонда скважин. В процессе проектирования ставится задача определения наилучших, в некотором смысле, значений параметров скважин. Такая задача называется оптимизационной.
В первую очередь это относится к «старым», разрабатываемым продолжительное время месторождениям, на которых полностью сформирована и реализована система разработки, и основная доля активных запасов углеводородного сырья извлечена. Но в то же время на них имеются резервы добычи за счет реализации комплекса мероприятий по вовлечению в разработку слабодренируемых, низкопродуктивных, не вовлечённых в разработку участков залежей и интервалов продуктивных пластов.
При оценке перспектив освоения месторождения (залежи, пласта, объекта, участка) учитываются следующие критерии:
1. Географическое и административное положение района работ.
2. Наличие и степень развития инфраструктуры в рассматриваемом районе. Расстояние до транспортных коммуникаций, наличие вблизи разрабатываемых месторождений, социальной инфраструктуры и других факторов.
3. Год открытия и ввода в разработку месторождения.
4. Объемы запасов углеводородного сырья (мелкие, средние, крупные).
5. Классификация месторождений по фазовому состоянию флюидов (газовое, газоконденсатное).
6. Степень разведанности. Если отношение С2/(АВС1+С2) < 0.20 д.ед., то месторождение считается разведанным, иначе – требуется постановка дополнительных геологоразведочных работ (бурение разведочных скважин, отбор керна, проб флюидов, испытание пластов, ГДИ, ГИС, ПГИ и др.)
7. Степень вовлечения запасов в разработку (если все запасы УВС отнесены к категориям А и В – месторождение разбурено полностью, если часть запасов отнесено к категории С1 – требуется продолжение эксплуатационного бурения).
8. Количество пластов (однопластовое или многопластовое месторождение).
9. Промыслово-геологические характеристики основных продуктивных пластов.
10. Качество запасов (коллекторы высоко- или низкопродуктивные; доля запасов ВГЗ и ЧГЗ; коэффициенты продуктивности).
11. Стадия и периоды разработки месторождения, объекта, залежи (I, II, III и т.д.)
12. Наличие и тип действующего проектного документа (проекты пробной эксплуатации, тех.схема опытно-промышленной разработки, технологическая схема, проект разработки, технологический проект).
13. Входной дебит газа, конденсатный фактор, влагосодержание, водогазовый фактор.
Положительные (благоприятные) и отрицательные (неблагоприятные, осложняющие или даже негативные) факторы, определяющие особенности разработки залежей, приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1. Основные факторы, определяющие особенности процесса разработки месторождения
Благоприятные Неблагоприятные
Доля ЧГЗ больше75 %
(доля ВГЗ меньше 25 %) Доля ЧГЗ меньше 50 %,
имеется ВГЗ, ГНЗ, ГНВЗ
Пластовый газ сухой,
плотность газа по воздуху менее 1.0,
Кф менее 50 г/м3 Пластовый газ жирный,
плотность газа по воздуху более 1.0,
Кф более 50 г/м3
- давление конденсации ниже начального пластового давления (менее 0.85•Рнач) - давление конденсации равно или близко начальному пластовому давлению
Отсутствуют агрессивные компоненты:
СО2, H2S, парафины (менее 2 %) Имеются агрессивные компоненты: СО2, Н2S.
Наличие в конденсате парафина
Коллектор поровый,
крепкосцементированный Коллектор поровый
слабосцементированный
Термобарические условия типичные:
Рпл – гидростатическое;
Тпл = 0.03*L (температурный градиент порядка 0.03) Термобарические условия нетипичные:
Рпл – АВПД, АНПД;
Тпл – выше 100 оС или ниже 30 оС.
ФЕС высокие:
- Кп более 0.15 д.ед.;
- Кпр более 0,02 мкм2;
- Кпесч более 0.6 д.ед.;
- Кпрод более 5 м3/сут/МПа ФЕС низкие:
- Кп менее 0.10 д.ед.;
- Кпр менее 0,01 мкм2;
- Кпесч менее 0.3 д.ед.;
- Кпрод менее 1 м3/сут/МПа

Данные геологические факторы, как уже говорилось в пар.2.2, оказывают существенное значение на формирование проектных решений и должны быть оценены, уточнены и учтены уже на стадии пробной эксплуатации залежи (месторождения).