ГОСТ Р 55414—2013
13.5.1 Цифровая геологическая модель месторождения
По неразрабатываемым месторождениям выбор расчетных моделей проводят на основании ин
формации. имеющейся на дату составления проекта, и опыта проектирования разработки аналогичных
залежей. В проекте по разрабатываемому месторождению (объекту разработки) при построении мо
делей учитывают фактическую геологическую и промысловую информацию, накопленную в процессе
разбуривания и разработки, характеризуют распределения параметров в объеме залежи для обоснова
ния возможности (целесообразности) использования двумерных или трехмерных моделей.
Излагают принципы построения структурного каркаса модели. Приводят данные о геометриче
ских параметрах области моделирования, шагах сетки и количестве ячеек. Приводят результаты под
счета геологических запасов углеводородного сырья по геологической модели.
13.5.2 Цифровая фильтрационная модель месторождения
Для разрабатываемых месторождений приводят описание созданных для каждого эксплуатацион
ного объекта расчетных геолого-гидродинамических моделей и их основные характеристики. Для мел
ких и очень мелких по запасам месторождений по [5] допускается использование балансовых моделей.
Для двумерных итрехмерныхцифровыхмоделей приводят принципы и результаты
ремасштабирования геологической модели, сопоставление адаптируемых параметров модели
(толщина, пористость, прони цаемость, газонасыщенность, нефтенасыщенность. коэффициенты
песчанистости и расчлененности) с параметрами исходной геологической модели, принятой при
подсчете запасов. Приводят критерии адекватности при адаптации моделей по истории разработки.
Приводят результаты воспроизведения на имеющихся моделях (программах) истории разработки.
Адаптацию моделей проводят по скважинам и эксплуатационным объектам по основным
технологическим показателям: дебиты, пластовые и за бойные давления, водонасыщенность
продуктивного пласта и обводненность добываемой продукции нефтяных скважин. Формулируют
заключение о возможности использования модели для расчета (про гноза) показателей разработки.
13.6 Раздел «Состояние разработки месторождения»
Раздел «Состояние разработки месторождения» включает в себя основные этапы проектирования
разработки месторождения, характеристику текущего состояния разработки месторождения в целом,
текущее состояние разработки эксплуатационного объекта, анализ выполнения решений предыдущего
проектного документа, анализ выполнения программы исследовательских работ.
13.6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения
Приводят перечень проектной документации, на основании которых проводилась разработка.
13.6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
Раздел составляют для разрабатываемых месторождений. Приводят оценку текущего состояния
разработки, включая достигнутый уровень годовой добычи газа (конденсата, нефти) и закачки рабочих
агентов, количество введенных добывающих и нагнетательных скважин, коэффициенты извлечения
газа (конденсата, нефти) на текущую дату. Дают сравнение проектных и фактических показателей раз
работки по эксплуатационным объектам и месторождению (объекту разработки) в целом по форме та
блицы В.19. Для длительно разрабатываемых месторождений допускается приводить сопоставление за
последние 5 лет.
Характеризуют фонд скважин месторождения (объекта разработки) и отдельных эксплуатацион
ных объектов на дату составления проектного документа по форме таблицы В.20. Характеризуют тех
ническое состояние фонда скважин по результатам анализа, приводимого в разделе, посвященном
технике и технологии добычи углеводородного сырья.
Рассматривают в динамике за прошедший период с начала разработки состояние фонда скважин,
изменение по скважинам дебитов газа, конденсата, нефти, жидкости, количества добываемой воды,
коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Приводят текущее распределение скважин по зна
чению рабочего дебита. Указывают условия освоения и дебиты новых скважин, наличие и характер
межпластовых перетоков газа.
Анализируют изменение текущих и накопленных отборов газа, конденсата, нефти и воды, пла
стовых. забойных и устьевых давлений. При извлечении более 10 % геологических запасов газа вы
полняют расчеты для определения запасов газа по падению пластового давления на основе уравнения
материального баланса. Приводят в динамике оценку дренируемых запасов газа, для нефтяных объ
ектов — изменение плотности запасов нефти.
Приводят рисунки (в тексте или отдельными графическими приложениями):
- динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин, их дебитов и приемистости;
20