Оптимізація розвідки

У сучасних умовах розвитку ринкової економіки висуваються підвищені вимоги до надрокористування. В нафтовій і газовій промисловості актуальним є визначення оптимального ступеня розвідки (вивченості) родовища, достатнього для раціонального видобування вуглеводневої сировини. Економічна доцільність інвестування в нафтогазовидобувну промисловість загалом і в конкретний нафтогазоносний об’єкт має бути визначена з урахуванням геологічного і економічного ризику, а також попередніх витрат на підготовку промислових запасів нафти, газу і конденсату. Визначення інвестиційної привабливості нафтогазовидобувних об’єктів неможливе без надійного і оперативного забезпечення процесу прийняття рішення необхідною інформацією про розвідку, геолого-економічними моделями нафтогазоносного об’єкта і розрахунковими операціями. В зв’язку з цим виникла необхідність застосування високоефективних методів систематизації і обробки інформації. На цій основі можна покращити управління процесом розвідки родовищ і забезпечити оперативність і обґрунтованість рішень в ході розвідувальних робіт.

Покращання якості підготовки запасів зумовлено необхідністю одержання більш надійних показників комплексних технологічних схем і проектів розробки та складання обґрунтованих завдань з підготовки запасів, а також гарантій забезпечення ними видобутку нафти на різні терміни. Застосування засобів механізації і систем автоматизації процесу нафтовидобутку також передбачає ретельну вивченість об’єкта, надійність прогнозування зміни його різноманітних промислово-геологічних характеристик, з одного боку, в об’ємі покладу, з другого – в часі при його експлуатації. Інформаційне обслуговування цих систем, що визначають надійність наукового прогнозу, повинно бути забезпечене достатньою якісною оцінкою запасів як при підготовці об’єкта до промислового освоєння, так і в період розробки. У той же час підвищення ступеня підготовки запасів нафти до розробки необхідно супроводжувати зниженням витрат на розвідку родовища, тобто зростанням ефективності геологорозвідувальних робіт на основі їх інтенсифікації. Останнє передбачає вдосконалення системи управління розвідувальним процесом –­­­ основного ­важеля, ­за допомогою якого можна покращати геолого-­економічні показники при підготовці родовища до розробки.

Розглядаючи розвідку нафтового родовища в єдиному комплексі з розробкою, можна застосувати до цього комплексу єдиний критерій оптимальності – мінімум суми витрат на всі види робіт з розвідки та розробки, необхідних для забезпечення проектного видобутку нафти з даного родовища. Цей критерій оптимальності вперше запропоновано південноафриканським вченим Ж. Матероном.

Очевидно, що вимоги до результатів розвідки, а в більш широкому сенсі – до підготовки родовища нафти для розробки, можуть базуватися на цьому критерії. Такий узагальнений критерій (або цільова функція) повинен відображати в кількісній формі як величину витрат, які використовуються для вирішення основного завдання розвідки, так і результат – досягнута якість підготовки запасів, їх достовірність.

Якість підготовки запасів до розробки оцінюється співвідношенням промислових категорій, змістовна різниця яких полягає в різній надійності підрахункових параметрів. Проте достовірність запасів кожної категорії не має кількісної міри, тому вона не може бути безпосередньо використана в розрахунках критерію ефективності. Таким чином, ступінь виконання основного завдання розвідки контролюється недостатньо конкретно, а економічний ефект, як результат зміни якості роботи і продуктивності праці, не може бути однозначним.

Першим завданням, виконання якого дозволяє підійти до управління якістю підготовки запасів, є кількісна оцінка ступеня вивченості покладів. Наступне завдання полягає в тому, щоби на основі якісної міри вивченості (в даному випадку – точності визначення видобувних запасів) розробити цільову функцію розвідки – зіставити витрачені кошти з одержаним результатом (похибкою оцінки запасів), поданим у грошовому виразі. Вимоги до результатів розвідки можуть бути вироблені на основі детермінованої моделі зміни уявлень про об’єкт в ході вивчення змін техніко-економічних показників розробки. Таким шляхом ідуть деякі дослідники, аналізуючи і узагальнюючи досвід вивчення нафтових родовищ, що розробляються, і рекомендуючи використовувати одержані висновки на інших однотипних родовищах.

Для оптимізації розвідки нафтових покладів найефективнішою виявляється методика Є.Ф. Фролова та ін., яка дозволяє управляти процесом оптимального вивчення конкретного родовища безпосередньо в ході проведення розвідки. Але оскільки вивчення родовища ведеться в умовах невизначеності, модель процесу оптимізації повинна бути не детермінованою, а більш складною – стохастичною, коли всі поточні кількісні оцінки досліджуваних параметрів і сам критерій оптимальності оцінюється з імовірнісних позицій. У відповідності до цієї вимоги кількісним показником­­­­ якості вивченості (виміру, визначення) будь-якої геологічної ознаки або параметра покладу вибрана точність результату, одержаного в підсумку проведених спостережень, графічних побудов або аналітичних розрахунків. Як імовірнісна характеристика параметра точність його визначення може бути розрахована в принципі в будь-який момент вивчення об’єкта, що забезпечує необхідні умови для постійного поетапного контролю за якістю проведення розвідки і управління цим процесом в потрібному напрямку (а саме в напрямку підвищення точності або зменшення похибок найбільш важливих параметрів).

При використанні ймовірнісної моделі побудови процесу оптимізації розвідки вказаний вище критерій оптимальності комплексу “розвідка плюс розробка” повинен бути сформульований як вимога забезпечити мінімум суми витрат на розвідку та ризику збитків при розробці, що виникають через недовивченість параметрів. Маючи критерій оптимальності і систему контролю за станом вивченості об’єкта розвідки, можна побудувати методику раціонального проведення розвідувальних робіт на конкретному родовищі, включивши в неї проектування розвідки в оптимальних обсягах, неперервний контроль за ходом її проведення, коригування проекту у випадку необхідності (управління ходом розвідки) і визначення моменту досягнення оптимального ступеня вивченості, що забезпечує складання надійної технологічної схеми розробки.

Вирішення основного завдання розвідки нафтового покладу зводиться до визначення з оптимальною точністю всіх параметрів покладу, що використовуються при проектуванні розробки. Під оптимальною точністю визначення ознак і параметрів або оптимальним ступенем розвіданості покладу розуміють таку точність всіх його геологічних характеристик, яка економічно найбільш вигідна за певних умов. Таку точність слід розглядати з позицій вартості розвідувальних робіт і надійності комплексної технологічної схеми розробки.

Зниження похибки будь-якого параметра можна досягнути збільшенням кількості свердловин, тобто зростанням сумарних витрат на проведення розвідувальних робіт. Причому, якщо на початку незначне збільшення кількості свердловин приводить до різкого зниження похибок досліджуваних параметрів, то пізніше, коли криві похибок виположуються, збільшення точності обходиться все дорожче. Іншими словами, в процесі розвідки настає момент, коли подальше збільшення вивченості нафтового покладу недоцільне через високу вартість додатково одержуваної інформації. З іншого боку, недовивченість нафтового покладу, яка виражається в надто великих похибках досліджуваних ознак і параметрів, також економічно не виправдана, оскільки це спричиняє надто велику невпевненість в значеннях проектних показників розробки, тобто низьку надійність проектів.

При цьому можливе відхилення проектної собівартості видобутку 1 т нафти від фактичної через неточність вихідних даних, за якими розроблявся проект, призводить до того, що, вводячи родовище в розробку за цим проектом, можна зазнати певних економічних втрат. Ці втрати виразяться через певний термін у можливому збільшенні фактичної собівартості проти проектної у випадку, коли дійсний видобуток за цей термін виявиться нижчим, ніж очікуваний, в результаті чого потрібно буде вживати додаткових заходів проти проектних для доведення видобутку до заданого рівня. Якщо ж дійсний видобуток по закінченні планового періоду виявиться більший, ніж проектний, то і в цьому випадку будуть економічні втрати. Вони виразяться в погіршенні показників ефективності через те, що видобувні можливості родовища на стадії проектування були занижені. Наслідком такого заниження може бути, наприклад, необхідність в додаткових капіталовкладеннях на переобладнання промислового господарства даного родовища.

Отже, відхилення проектних показників від фактичних в будь-який бік призводить в кінцевому підсумку до зниження ефективності розвідки і розробки родовища. Оскільки ми розглядаємо питання ефективності розвідки на рівні родовища, а не району і не галузі, то поняття ризику необхідно пов’язувати з економічними втратами від можливого непідтвердження частини запасів в розмірі похибки підрахунку. Оцінка величини ризику економічних втрат, що є функцією величин похибок вихідних параметрів, може бути дана з певним ступенем імовірності на стадії проектування комплексної технологічної схеми розробки родовища як можливе (очікуване) відхилення фактичних витрат на підготовку і видобуток 1т нафти проти проектних. Таким чином, ризик втрат, виражений в гривнях, служить кількісним показником надійності технологічної схеми розробки родовища, відображаючи тим самим якість вирішення основного завдання розвідки. Порівняння цього показника з витратами на розвідку може дати уявлення про оптимальний ступінь вивченості родовища і про економічну ефективність проведених розвідувальних робіт.

Бажання провести розвідку родовища найбільш ефективно породжує прагнення до того, щоб і вартість розвідки була якомога меншою, і ризик втрат – мінімальним. Проте такі вимоги загалом несумісні. Досягнення мінімуму одного показника не призводить до мінімуму іншого. Правомірним тут буде одне з двох формулювань: досягнення максимальної надійності проекту розробки родовища при заданих витратах на розвідку, або ж: досягнення заданої надійності проекту при мінімальних витратах на розвідку родовища. Це стосується будь-якого виду завдань, що вирішуються в плані пошуків оптимальних варіантів керованих процесів, оскільки в загальному випадку не існує рішення, яке би перетворювало в максимум один показник ефективності і одночасно в максимум інший. Для досягнення дуже високої точності проектних показників розробки необхідна значна точність вихідних геологічних параметрів, а, отже, більші витрати на одержання геологічної інформації про нафтовий поклад в період розвідки. При мінімальних витратах коштів на розвідку родовища ризик помилитися в проектних показниках неприпустимо високий. Очевидно, що між двома однаково невигідними крайніми станами, один з яких відповідає мінімальним витратам на розвідку родовища і максимальному ризику втрат, а другий відповідає максимальним витратам при дуже малому ризику втрат, існує проміжний, який відповідає компромісному, оптимальному співвідношенню вибраних показників ефективності, при яких досягається найбільша економічна доцільність ступеня розвіданості досліджуваного об’єкта.

Відповідно до моделі оптимального компромісу найбільш вигідний ступінь вивченості всіх параметрів покладу досягається в той момент, коли сума ризику втрат і витрат на розвідку родовища мінімальна. Фактичний стан балансу між цими показниками залежить від конкретних об’єктивно існуючих геологічних і техніко-економічних умов розвідки та очікуваної системи розробки, що властиві конкретному нафтовому покладу в певний період часу. Неабияку роль відіграє тут також фактор часу: техніко-економічні показники, змінюючися з часом, змінюють і наші уявлення про рентабельність нафтовидобувного підприємства, у відповідності з чим змінюються уявлення про оптимальний ступінь вивчення об’єкта, що готується до промислового освоєння.

Різниця в геологічних та техніко-економічних умовах, що впливають в різних співвідношеннях на результат розв’язування основного завдання розвідки, зумовлює той факт, що кожному досліджуваному в даний період об’єкту властиве своє конкретне оптимальне значення точності вихідних даних для проектування розробки, і досягнення цього значення дозволяє завершити розвідку і передати об’єкт вивчення в розробку.

Відповідно до цього концептуального підходу до вирішення завдання про оптимальну розвіданість нафтового покладу нижче наведена методика розрахунків техніко-економічних показників, на основі якої будується модель оптимального компромісу.

Зазначимо, що алгоритм розрахунку питомих витрат на розвідку покладу дуже простий і полягає у діленні загальної вартості усіх пробурених на цей поклад на певну дату розрахунку пошукових та розвідувальних свердловин (а вартість буріння кожної свердловини відома) на ймовірну величину підрахованих запасів. З часом, при введенні в буріння все нових свердловин, рівень підрахованих запасів стабілізується на одному рівні, тому питомі витрати на розвідку спочатку повільно, а потім різко зростають, що відображається відповідною кривою на графіку (рис. 13.9).

Основну ж увагу необхідно приділити розрахункові ризику економічних втрат, що зумовлений недостатнім вивченням основних геологічних параметрів покладу – об’єкту розвідки.

Похибка, що виникає при визначенні параметрів нафтового покладу за даними розвідки, спричинює деяку невизначеність в техніко-економічних показниках проектів розробки. Область цієї невизначеності, що оцінюється величиною інтервалу достовірності з певним ступенем імовірності, не однакова в різні періоди розробки родовища. Показники розробки розраховуються, звичайно, на різні терміни, і чим більший термін висвітлюється проектом, тим меншу точність мають одні й ті ж його показники. Тому, визначаючи надійність технологічної схеми розробки нафтового родовища, а, отже, і вимоги до точності результатів розвідки, необхідно мати на увазі певний термін розробки, на який треба витримати проектні показники в оптимальних межах.

З усіх проектних показників розробки розглянемо основний економічний показник – собівартість видобутку 1 т нафти, точність якої можна розрахувати, виходячи з точності основних геологічних параметрів нафтового покладу.

Розрахунок похибки собівартості видобутку 1 т нафти (грн./т) в запропонованій методиці проводиться в залежності від похибки комплексного показника, який характеризує в цілому геологічні параметри нафтового покладу – вилучуваних запасів нафти – за емпіричною формулою:

.

(13.3)

Область можливого відхилення проектної (можливої) собівартості від тієї фактичної, яка в дійсності буде одержана після закінчення заданого терміну розробки нафтового покладу, розміщується не симетрично відносно ймовірного значення. У випадку додатної похибки підрахунку запасів (коли дійсні запаси нафти виявляються меншими, ніж передбачалось за проектом), відхилення проектної собівартості від фактичної в додатній бік більше за абсолютною величиною, ніж при від’ємній похибці запасів.

Рис. 13.9 – Принципова схема визначення оптимального ступеня розвіданості нафтового покладу

Фактичне додатне відхилення собівартості, повністю виявити яке можна лише після закінчення певного терміну розробки покладу, ставить нас перед здійсненим фактом: дійсна собівартість виявилась вищою, ніж було передбачено проектом, внаслідок того, що дійсний накопичений видобуток виявився нижчим, ніж очікуваний. Якщо за той же термін зафіксований накопичений видобуток нафти перевищить очікуваний, то дійсна собівартість по покладу виявиться нижчою за проектну. Збільшення собівартості проти проектної в першому випадку набагато більше за величиною, ніж її зменшення в другому. Розраховуючи ризик економічних втрат по зміні собівартості видобутку нафти на конкретному об’єкті, треба мати на увазі можливість першого варіанта і передбачити його, оскільки ймовірність його появи така ж, як і ймовірність появи другого. Хоча другий випадок не кращий від першого, якщо його розглядати з позиції галузевого ефекту, тим не менше в розрахунках по визначенню ризику економічних втрат треба орієнтуватися на можливість першого варіанта, оскільки завдання оптимізації розвідки вирішується на рівні окремого покладу.

Крім похибки собівартості видобутку 1 т нафти, в структуру ризику економічних втрат входить і ризик збитків від відхилення фактичної собівартості підготовки 1 т запасів від очікуваної через недорозвіданість покладу. Ймовірнісна оцінка такого ризику (грн./т) визначається відношенням вартості підтверджених запасів до величини непідтверджених запасів:

,

(13.4)

де – абсолютна середньоквадратична похибка запасів, т;

– імовірне значення вартості підготовки 1т запасів.

Сумарний ризик економічних втрат є сумою двох розглянутих вище складових:

(13.5)

Описана вище модель геологічної вивченості нафтового покладу в процесі розвідки лежить в основі процедури визначення оптимального ступеня розвіданості покладу. Кінцевим показником економічної доцільності досягнутого ступеня розвіданості є узагальнена функція розвідки. Послідовність обчислень окремих значень узагальненої функції розвідки, які відповідають певним датам аналізу розвідки, така:

1) підраховуються величини геологічних і вилучуваних запасів покладу та їхні середньоквадратичні похибки;

2) виходячи з кількості пробурених свердловин та їхньої фактичної вартості, а також імовірних запасів нафти, підраховується вартість підготовки 1 т запасів на дату аналізу;

3) на основі одержаних значень параметрів, що беруться за вихідні дані для проектування розробки покладу, складаються різні варіанти технологічної схеми та шляхом економічного обґрунтування вибирається раціональний варіант;

4) визначається похибка собівартості, виходячи із похибки запасів і значення очікуваної через 10 років експлуатації об’єкта проектної собівартості видобутку, згідно з вибраним варіантом розробки;

5) розраховується похибка вартості підготовки 1 т запасів як функція похибки цих запасів;

6) визначається загальний ризик економічних втрат як сума показників пп. 4 та 5;

7) визначається узагальнена функція розвідки як сума показників пп. 2 та 6;

8) будується графік узагальненої функції розвідки (рис. 13.9).

Ступінь розвіданості покладу вважається оптимальним, коли зниження узагальненої функції розвідки починає сповільнюватись, і вона, виположуючись, входить в область мінімуму. Графічна форма відображення узагальненої функції розвідки дуже зручна тим, що за графіком легко можна помітити момент початку виположення функції розвідки й наближення функції до мінімального (оптимального) значення. Якщо узагальнена функція розвідки почне зростати, то розвідувальні роботи доцільно припинити і можна передати поклад до розроблення.

13.4 Дослідно-промислова розробка покладів (родовищ)

Загальні положення.Практика розвiдки знає багато прикладiв, коли оцiнка промислових можливостей нафтових i газових покладiв, що базується на короткочасному випробуваннi пластiв, пiзнiше не підтверджувалась. При вiдкриттi покладiв, що мають обмежену площу, короткочасне випробування окремих розвiдувальних свердловин, що вступають в експлуатацiю з великим дебiтом, створює неправильне уявлення про поклади i приводить до переоцiнки їх промислового значення. При бiльш тривалiй експлуатацiї цих свердловин i встановлення значних темпів зниження пластового тиску і дебітів обмежені розміри нафтоносної або газоносної площі стають очевидними. Отже, для промислової оцінки відкритих родовищ необхідно передбачити їх пробну експлуатацію.

ДПР (або пробна експлуатацiя) – це початковий перiод розробки нафтового (газового) родовища або його частини розвiдувальними i випереджувальними (першими видобувними) свердловинами з метою одержання необхiдної кiлькостi iнформацiї, що використовується для обґрунтування системи i показникiв промислової розробки та складання її технологiчної схеми (проекту) та проекту облаштування промислу.

ДПР газоносного об’єкта розробки є прискореним методом освоєння родовищ, який передбачає припинення розвiдувального бурiння на бiльш раннiй стадiї розвiдки до затвердження запасiв в ДКЗ і введення родовища в розробку на базі оперативної оцінки запасів газу з дорозвiдкою покладiв в процесi розробки родовища.

ДПР нафтового об’єкта розробки є сукупнiстю робiт, що поєднує пробну експлуатацію об’єкта з розробкою першочергової представницької його дiлянки для одержання даних про особливостi процесу нафтовилучення в промислових умовах, що необхiдно для проектування розробки об’єкта в цiлому.

В процесi ДПР одержують данi, як для уточнення пiдрахункових параметрiв, так i для пiдвищення надiйностi визначення технологiчних параметрiв покладiв для рацiональної промислової розробки. Зокрема, за даними ДПР встановлюють:

– межi продуктивностi, оптимальнi робочi дебiти, заходи для iнтенсифiкацiї припливiв;

– характер змiни в часi пластових і устєвих тискiв, а також депресiй на пласт в залежностi вiд вiдбору флюїдiв;

– фiльтрацiйнi властивостi продуктивних пластiв, гiдро- i газодинамiчнi зв’язки рiзних частин родовища iз законтурною областю;

– режими покладiв;

– умови i можливi шляхи прориву пластових вод (а для газонафтових покладiв – i газу);

– поточнi i можливi кiнцевi коефiцiєнти нафто- i газовилучення;

– можливостi сумiсної i сумiснороздiльної експлуатацiї;

– поведiнку насиченого флюїдом колектору для оцiнки допустимих депресiй без зруйнування скелета породи;

– iнтерференцiю свердловин;

– рацiональнi способи експлуатацiї видобувних свердловин;

– можливi методи впливу на пласт з метою пiдвищення коефiцiєнта вилучення нафти та iнтенсифiкацiї процесу розробки;

– експлуатацiйнi об’єкти, черговiсть їх введення в розробку.

Для вирiшення вказаних завдань використовують геологiчнi, гiдродинамiчнi, геофiзичнi i лабораторнi методи дослiджень.

ДПР здiйснюється у вiдповiдностi з проектом на протязi 1–3 рокiв. При плануваннi термінiв початку i закiнчення ДПР, темпiв розбурювання, обсягiв видобутку нафти i газу, обсягiв видiв дослiдницьких робiт враховуються як геолого-економiчні фактори, так i технiчна оснащенiсть пiдприємств. Невеликi нафтовi родовища i бiльшiсть газових i газоконденсатних (при забезпеченнi збору конденсату) родовищ можуть вводитись в ДПР одразу ж пiсля завершення попередньої оцiнки. Причому для невеликих газових родовищ, розробка яких може здiйснюватися кiлькома свердловинами, проект ДПР з поточними корективами може бути i проектом розробки.

Багатопокладнi середнi i значнi за запасами родовища можуть вводитись в ДПР частинами, починаючи з першочергових об’єктiв розробки.

На великих нафтових родовищах створюються представницькi дослiдно-промислові дiлянки, на яких створюється елемент наступної системи розробки всього родовища. Для цього в межах такої дiлянки за спецiально складеними технологiчними схемами пiсля завершення оцiнки родовища проводиться бурiння випереджувальних нагнiтальних i видобувних свердловин, дослiдне закачування води i видобуток нафти, iншi технологiчнi заходи.

У процесi ДПР повиннi бути одержанi необхiднi данi для пiдрахунку запасiв нафти i газу об’ємним методом. Для основних газових покладiв невеликих родовищ можуть бути пiдрахованi запаси вiльного газу i за методом падiння тиску, пiдготовленi зведенi данi для складання технологiчної схеми розробки.

Завдання ДПР вирiшуються шляхом бурiння i експлуатацiї розвiдувальних i випереджувальних експлуатацiйних свердловин (ВЕС) при виконаннi намiченої програми дослiдницьких робiт. Розвiдувальнi свердловини в перiод ДПР закладаються з урахуванням iмовiрного розташування майбутнiх експлуатацiйних свердловин, а їх конструкцiї повиннi вiдповiдати вимогам експлуатацiї. Загальне число продуктивних розвiдувальних i випереджувальних експлуатацiйних свердловин не повинно перевищувати кiлькостi свердловин, потрiбних для рацiональної розробки покладу.

Системи розташування ВЕС. ВЕС – це вибiрковi свердловини iз числа намiчених в технологiчнiй схемi розробки, якi буряться i вводяться в експлуатацiю в першу чергу в перiод ДПР або на початку промислової розробки покладу з метою одержання додаткових геолого-промислових даних.

ВЕС буряться в перiод ДПР за рахунок обсягу експлуатацiйного бурiння i, окрiм свого прямого призначення, виконують тi чи iншi розвiдувальнi функцiї (вiдбiр керна, промислово-геофiзичнi, гiдродинамiчнi дослiдження тощо). У деяких випадках на багатопокладних родовищах передбачається поглиблення ВЕС на
250 м нижче намiченого об’єкта з метою розвiдки горизонту, що залягає нижче.

Обсяг дослiдницьких робiт у ВЕС i розвiдувальних свердловинах має бути приблизно однаковим.

Система розташування ВЕС повинна вiдповiдати експлуатацiйнiй мережі з урахуванням розвiдувальних завдань. Найбiльш розповсюдженi два способи розташування ВЕС:

а) за розрiдженою мережею з охопленням всiєї площi покладу;

б) за мережею, передбаченою технологiчною схемою розробки.

Перший спосiб дозволяє досягнути високих темпiв i ефективностi освоєння родовища (покладу), але збiльшує ризик бурiння “порожніх” експлуатацiйних свердловин внаслiдок його недорозвiданостi. Цей спосiб застосовується при розвiдцi нафтових i, здебільшого, газових i газоконденсатних родовищ (покладiв), які характеризується простою геологiчною будовою, витриманими продуктивними пластами i фiзико-географiчними умовами, що дозволяють без значних попереднiх витрат в короткий термін охопити всю площу покладу рiдкісною мережею експлуатацiйних свердловин. Одночасно можуть бути пробуренi поодинокi розвiдувальнi свердловини.

На великих нафтових покладах рiзновидом цiєї системи є випереджувальне першочергове бурiння на дослiдно-промислових дiлянках нагнiтальних свердловин розрiзувальних рядiв.

Простi геологiчнi умови дозволяють в найбiльш сприятливих мiсцях бурити “кущi” i батареї експлуатацiйних свердловин, що полегшує їх облаштування i органiзацiю видобутку нафти. Першi “кущi”, звичайно, розташовуються бiля пошукових i розвiдувальних свердловин, що дали промисловий приплив нафти.

Бурiння ВЕС за мережею, передбаченою технологiчною схемою, проводиться при випереджувальному розбурюваннi дослiдно-промислової дiлянки. При цьому ВЕС закладаються за принципом “вiд вiдомого до невiдомого” (повзуча система). Першi ВЕС буряться поблизу продуктивних пошукових і розвiдувальних свердловин. Кожна наступна свердловина закладається пiсля закiнчення бурiння попередньої. Ризик бурiння “порожніх” свердловин при цьому мiнiмальний, але процес розвiдки i освоєння родовища сповiльнюється.

Цей спосiб застосовується переважно на нафтових покладах складної будови, якi вiдрiзняються зональним i переривчастим характером розповсюдження колекторiв. Одночасно iз бурiнням ВЕС, на дослiджуваних дiлянках продовжується бурiння розвiдувальних свердловин, а також можуть бути проведенi деталiзацiйнi польовi геофiзичнi роботи.

Питання для самоперевірки

1. Сформулюйте мету проведення розвідувального етапу.

2. Які стадії виділяються на розвідувальному етапі?

3. Перелічіть конкретні задачі, які вирішуються на першій стадії розвідувального етапу.

4. Об’єкти вивчення, види робіт і досліджень, а також основні кінцеві результати першої стадії розвідувального етапу.

5. Охарактеризуйте об’єкти досліджень, задачі і види робіт при дорозвідці нафтових і газових родовищ.

6. Охарактеризуйте основні принципи, на яких базується методика розвідки нафтових і газових родовищ.

7. Розкрийте суть поняття “система розвідки родовища”.

8. Які Ви знаєте системи розвідки покладу по площі?

9. Суть, переваги, недоліки і умови застосування повзучої системи розвідки покладу.

10. Суть, переваги, недоліки і умови застосування ущільнювальної системи розвідки покладу.

11. Які Ви знаєте системи розвідки родовища по вертикалі?

12. Що таке поверх розвідки і які фактори впливають на його формування і вибір?

13. Що розуміється під системою розміщення свердловин і чим вона визначається?

14. Які Ви знаєте системи розміщення розвідувальних свердловин?

15. Профільна система розміщення розвідувальних свердловин: суть, різновиди, умови застосування.

16. Мережева система розміщення розвідувальних свердловин: суть, різновиди, умови застосування.

17. Кільцева система розміщення розвідувальних свердловин: суть, різновиди, умови застосування.

18. Суть і умови застосування рівномірних (регулярних) мереж розміщення розвідувальних свердловин.

19. Суть і умови застосування нерівномірних (нерегулярних) мереж розміщення розвідувальних свердловин.

20. Охарактеризуйте методику розвідки покладу за принципом рівновеликих запасів.

21. Розкрийте методику розвідки родовища за принципом сумарного ефективного резервуару.

22. Суть і переваги методики розміщення розвідувальних свердловин на поперечному профілі.

23. Суть і умови застосування методики розміщення розвідувальних свердловин на паралельних поперечних профілях.

24. Суть і умови застосування методики розміщення розвідувальних свердловин на радіальних профілях.

25. Суть і геологічні умови розміщення першочергових розвідувальних свердловин на поздовжньому профілі.

26. Суть і геологічні умови розміщення першочергових розвідувальних свердловин на діагональному профілі.

27. Обґрунтуйте вибір точок закладання розвідувальних свердловин за методом “крок буріння”.

28. Обґрунтуйте вибір точок закладання розвідувальних свердловин за показником питомої висоти покладу.

29. Суть і умови розміщення розвідувальних свердловин за методом “клина”.

30. Суть і умови розміщення свердловин за методом розвідувального трикутника.

31. Розкрийте суть поняття “оптимізація розвідки родовища”.

32. Які підходи і критерії використовуються для оптимізації розвідки родовища?

33. У чому суть управління процесом розвідки нафтових і газових родовищ?

34. Сформулюйте основні принципи оптимізації розвідки родовищ нафти і газу.

35. Наведіть схему обчислень узагальненої функції розвідки нафтового покладу.

36. Дослідно-промислова розробка родовища: мета, суть і засоби вирішення.

37. Перелічіть основні завдання, що вирішуються в процесі дослідно-промислової розробки покладів.

38. Завдання буріння і методика розташування випереджувальних експлуатаційних свердловин.

39. Сформулюйте основні методичні положення дорозвідки родовищ.