ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

от 18 июня 1996 года №745

Об утверждении Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан

В целях реализации Указа Президента Республики Казахстан, имеющего силу закона, от 28 июня 1995 г. N 2350 "О нефти" Правительство Республики Казахстан постановляет:

1. Утвердить Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (прилагаются).

2. Недропользователям при разработке нефтяных и газовых месторождений руководствоваться названными Едиными правилами.

3. Министерству нефтяной н газовой промышленности Республики Казахстан обеспечить контроль выполнения положений, предусмотренных в Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений в Республике Казахстан.

 

Утверждены постановлением Правительства Республики Казахстан от 18 июня 1996 года №745

Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан

ВВЕДЕНИЕ

Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (далее - Правила) разработаны впервые.

Правила устанавливают основные нормы и требования ко всем этапам освоения и промышленной разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных в Республике Казахстан, к геологическому изучению месторождений, подсчету и учету запасов, проектированию и созданию на месторождениях рациональных систем разработки, строительству и эксплуатации скважин всех категорий и необходимых промысловых сооружений, управлению процессами разработки, охране недр и окружающей природной среды.

Правила подготовлены в соответствии с Указами Президента Республики Казахстан, имеющими силу Закона: от 17 апреля 1995 г. N 2200 "О лицензировании", от 28 июня 1995 г. N 2350 "О нефти", от 27 января 1996 г. N 2828 "О недрах и недропользовании" и другими законодательными и нормативными актами.

Последовательность работ по проектированию и соответствующему выполнению операций по промышленной разработке месторождений определена в Правилах, исходя из объективных условий постепенного получения информации и детализации представлений о залежах в течение всего длительного периода, начиная с поисков и кончая завершением их разработки. В связи с этим предусматривается необходимость двух-трехкратного проектирования, выполнения авторских надзора и анализов разработки с изменением, при необходимости, ранее принятых технологических решений и внесением соответствующих коррективов в контракты (договоры).

1. ПОДГОТОВКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ К РАЗРАБОТКЕ

1.1. Месторождения углеводородов

1.1.1. Месторождение углеводородов - это одна или несколько залежей, приуроченных территориально к одной площади и связанных с благоприятной тектонической структурой или с другими типами ловушек.

1.1.2. Под залежью понимается скопление углеводородов в природном едином гидрогазодинамическом резервуаре, приуроченном к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в геологическом разрезе месторождения может соответствовать, количеству продуктивных пластов или быть меньше его.

1.1.3. По начальному природному фазовому состоянию углеводородов в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным относятся:

нефтяные залежи, содержащие только нефть с растворенным в ней газом; газовые залежи, содержащие только природный газ, состоящий из низкомолекулярных углеводородов;

газоконденсатные заделки, содержащие газ с углеводородным конденсатом в газовом состоянии.

Двухфазные залежи в начальном природном виде содержат в пластах одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде шапки. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего объема залежи углеводородов в целом к двухфазным залежам относятся:

нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн>0,75;

газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5

нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25

газовые или газоконденсатные с нефтяной отсрочкой при Vн

Для двухфазных залежей начальная система разработки ориентируется на первоочередное извлечение фазы с превалирующей величиной запасов.

1.2. Получение исходной информации о залежах углеводородов при подготовке к разработке

1.2.1. Подготовка месторождений к разработке предусматривает:

наличие лицензий на проведение разведки и/или добычи углеводородов;

проведение разведочных работ;

проведение пробной эксплуатации;

построение статических геологических моделей залежей углеводородов;

подсчет запасов углеводородов.

1.2.2. Разведка включает полевые геолого-геофизические исследования, структурное бурение, бурение, опробование и испытание поисковых и разведочных скважин.

В процессе разведки на нефтяных и газонефтяных месторождениях проводится пробная эксплуатация скважин.

В процессе этих работ осуществляется сбор и накопление исходной информации для построения статических моделей залежей углеводородов, подсчета запасов и последующего проектирования промышленной разработки залежей и месторождений.

1.2.3. Требования к геологоразведочным работам и изученности месторождений и залежей углеводородов при подготовке их к разработке определяются Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов и

Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного газа.

1.2.4. Разведка ведется по специально утвержденному проекту, в котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых исследований. Виды исследований в процессе бурения определяются геолого-техническим нарядом, составляемым для каждой разведочной скважины индивидуально.

Полученные данные должны быть достаточны для надежного обоснования кондиций, подсчета запасов с их утверждением в установленном порядке и для проектирования разработки.

1.2.5. По месторождению в целом в процессе разведки должны быть изучены:

литолого-стратиграфический разрез, положение в нем нефтегазоносных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в условиях залегания продуктивных пластов;

гидрогеологическая характеристика разреза месторождения с выделением водонапорных систем и описанием физико-химических свойств вод всех водоносных пластов;

характеристика покрышек залежей, их вещественный состав и свойства;

термобарические закономерности в разрезе месторождения.

По каждой залежи должны быть установлены:

тектоническое строение залежи;

общие, эффективные и нефтегазонасыщенные толщины продуктивных пластов и их изменения в пределах залежей;

литологические свойства пород, структура емкостного объема коллекторов;

фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в объеме залежей;

начальная и остаточная нефтегазонасыщенность продуктивных пластов;

поверхностные свойства продуктивных пластов (гидрофильность, гидрофобность);

коэффициенты вытеснения по продуктивным пластам;

значения относительных фазовых проницаемостей пород-коллекторов для нефти, газа и воды в зависимости от их долевого содержания;

условия залегания нефти, газа, конденсата в продуктивных единицах;

величины начальных пластовых давлений и температур;

физико-химические свойства пластовой нефти по данным дифференциального и контактного разгазирования (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжигаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки и другие);

физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

средние знамения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщенных их жидкостей (для залежей с повышенной и высокой вязкостью);

физико-химические свойства газа в пластовых условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный состав и фракционный, содержание парафина, серы, смол).

Перечисленные сведения получают по данным бурения скважин, опробования пластов при бурении, геофизических исследований скважинных и полевых, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородов на основе информации, обобщенной за весь этап разведки месторождения.

Ряд важнейших характеристик залежей получают при пробной эксплуатации залежи и испытании разведочных скважин.

1.2.6. В соответствии с Законом Республики Казахстан "Об охране окружающей природной среды" в процессе разведки изучаются поверхностные условия (рельеф, наличие водоемов, запретная зона и другие), изыскиваются источники водоснабжения для обеспечения деятельности нефтегазодобывающих организаций, выявляются в разрезе месторождения, поглощающие горизонты для сброса промышленных и других сточных вод, оценивается сырьевая база строительных материалов.

1.2.7. В заповедных зонах и на других охраняемых территориях ведение поисково-разведочных работ допускается по согласованию с соответствующими государственными органами.

1.2.8. Испытание разведочных скважин предусматривает организацию добычи нефти из них до трех месяцев с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований и с обязательной реализацией добытой нефти. При этом получают следующие данные:

начальное пластовое давление и температуру;

возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и забойные давления;

общие для каждой скважины и удельные (то есть на 1 м нефтенасыщенной толщины) коэффициенты продуктивности исследования горизонтов по нефти и жидкости;

средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости;

коэффициент проводимости горизонта;

коэффициент газопроводности;

коэффициент пьезопроводности.

1.2.9. Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится на нефтяных и газонефтяных месторождениях при наличии лицензии на добычу нефти и предусматривает временную эксплуатацию пробуренных разведочных скважин. При необходимости могут быть пробурены и введены в эксплуатацию опережающие добывающие и нагнетательные скважины на участках залежей с запасами категории С1.

Сроки пробной эксплуатации, так же как ее необходимость, определяются Компетентным органом.

Целью пробной эксплуатации залежей углеводородов является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации о геолого-физической характеристике залежей, условиях залегания углеводородов, продуктивности скважин.

Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится по специальному утвержденному в установленном порядке проекту, который разрабатывается на основе оперативных запасов углеводородов.

В проекте пробной эксплуатации залежей углеводородов предусматривается:

перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скважин, количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин;

комплекс геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

выбор эффективных методов вскрытия пластов и освоения скважин;

изучение приемистости нагнетательных скважин;

ориентировочные уровни добычи нефти на период пробной эксплуатации залежей углеводородов.

Кроме того, пробная эксплуатация залежей углеводородов позволяет определить:

эффективную технологию освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющего нефть агента (чаще всего - воды);

возможные режимы эксплуатации нагнетательных скважин (давление нагнетания, приемистость, требования к нагнетаемому агенту, способы очистки скважин и другие);

характер взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин;

геолого-физические причины, осложняющие процесс воздействия (изменчивость условий залегания и проницаемости пластов, недостаточная активность воздействия и так далее);

изменение пластового давления и дебитов в процессе эксплуатации.

Поскольку испытание скважин и пробная эксплуатация залежей являются частью разведочного этапа получаемую в эти периоды нефть из скважин следует считать добычей при разведке в отличие от добычи при разработке, которую учитывают с момента начала реализации запроектированной системы разработки.

Залежи небольших размеров с простой благоприятной геолого-промысловой характеристикой могут вводиться в промышленную разработку, минуя стадию их пробной эксплуатации.

1.2.10. Проекты пробной эксплуатации залежей составляются отечественными и иностранными институтами, имеющими соответствующий опыт на осуществление таких работ, и утверждаются в установленном порядке.

1.2.11. Статическая геолого-промысловая модель залежи углеводородов представляет собой отражение совокупности геолого-физических свойств природного объекта - залежи, находящейся в начальном, не затронутом разработкой состоянии, и является основой для подсчета запасов и проектирования разработки.

Составляется и уточняется статическая геолого-промысловая модель залежи путем систематизации и комплексного обобщения всей разнообразной информации, полученной непосредственно при бурении и исследовании скважин, и косвенным путем (сейсмические исследования, аэрокосмосъемка и другие) на всех стадиях геологоразведочных работ и разработки залежей (эксплуатационных объектов) с последовательной детализацией.

Основой статической геолого-промысловой модели залежи углеводородов являются методы геометризации, позволяющие путем построения различных геологических схем, карт, профильных разрезов отображать особенности и детали строения самого объекта и условий залегания углеводородов в недрах. В число обязательной геологической графики при геометризации залежей входят:

схемы детальной корреляции разрезов скважин; от качества выполнения корреляции во многом зависит надежность всех остальных графических построений;

детальные геологические профили продуктивной части разреза по наиболее характерным направлениям: с нанесением положения контактов между нефтью, газом, водой (водонефтяной, газонефтяной, газоводяной контакты) и интервалов перфорации;

структурные карты или карты поверхностей кровли и подошвы коллекторов изучаемого объекта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, зон выклинивания или фациального замещения пластов, а также линии тектонических нарушений (при их наличии);

карты общих, эффективных и нефтегазонасыщенных толщин.

Кроме геологической графики, обязательной составной частью статической геологопромысловой модели залежи углеводородов являются сведения с характеристикой:

природного режима, энергетических возможностей объекта, начального пластового давления, давления насыщения и ретроградного выпадения конденсата и другие;

вещественного состава пород, слагающих объект, минерального состава зерен скелета, состава цемента, глинистости, карбонатности и другие;

фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов - пористости, проницаемости нефтегазо- и водонасыщенности и другой структуры вещественного объема;

количественной оценки неоднородности продуктивных пластов, расчлененности, прерывистости, песчанистости, изменчивости проницаемости; свойств пластовых флюидов, вязкости пластовой нефти, газонасыщенности, содержания парафина в нефти и конденсата в газе и других.

1.3. Подсчет запасов углеводородов и сопутствующих компонентов

1.3.1. Запасы углеводородов - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20оС) условиям.

1.3.2. Запасы нефти, газа, конденсата, находящиеся в недрах, называются геологическими.

1.3.3. Геологические запасы, выявленные в месторождениях углеводородов, подразделяются на две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.

1.3.4. Рентабельные (извлекаемые) - запасы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды. Эта часть геологических запасов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата.

1.3.5. Нерентабельные - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно.

1.3.6. Подсчет запасов нефти и газа обычно производится по окончании каждой из стадий геологоразведочных работ и в процессе разработки:

после открытия месторождения углеводородов, то есть по завершении стадии поиска - оперативно;

по завершении стадии оценки месторождений углеводородов - с утверждением запасов крупных и уникальных месторождений государственной экспертизой, а по остальным - оперативно;

по завершении всего этапа разведки с пробной эксплуатацией залежи - с утверждением запасов государственной экспертизой;

после эксплуатационного разбуривания месторождений по первому проектному документу на разработку (по технологической схеме разработки нефтяного месторождения и по проекту опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения) - с утверждением запасов государственной экспертизой при изменении ранее утвержденных запасов более чем на 20 процентов.

1.3.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, на всех стадиях изученности производятся преимущественно объемным методом с привлечением, при необходимости и возможности, других известных и создаваемых методов.

1.3.8. При наличии данных пробной эксплуатации залежей нефти небольших размеров оценка запасов нефти на стадиях разведки может быть осуществлена методами, основанными на принципе материального баланса (для газа - методом падения пластового давления), с целью определения масштаба запасов изучаемой залежки.

1.3.9. Подсчет и учет геологических запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов на разных стадиях изученности производятся с различной степенью их дифференциации: