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.
Рассматриваются задачи, классы, программы и проекты мониторинга, а также основные факторы, определяющие его структуру и содержание.
Из всех видов хозяйственной деятельности горнодобывающая промышленность оказывает наиболее существенное техногенное воздействие на геологическую среду, вследствие чего организация мониторинга в районах развития этого производства является актуальной и важной задачей. Для правильной организации мониторинга геологической среды в таких районах необходимо учитывать различные особенности горнодобывающих предприятий, которые обусловливают характерные черты их техногенного воздействия. Горнодобывающие предприятия представляют собой обычно комплекс сооружений, в который входят:
Мониторинг месторождений твёрдых полезных ископаемых - мониторинг состояния недр и связанных с ними других компонентов окружающей среды в границах техногенного воздействия в процессе геологического изучения и разработки этих месторождений, а также ликвидации и консервации горнодобывающих предприятий.
Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых является подсистемой государственного мониторинга состояния недр (геологической среды) и представляет собой объектный уровень мониторинга.
Целью ведения мониторинга является информационное обеспечение органов управления государственным фондом недр и недропользователей при геологическом изучении и разработке месторождений полезных ископаемых.
Задачи мониторинга:
Классы мониторинга
Мониторинг класса I осуществляется на месторождениях твердых полезных ископаемых, характеризующимися простыми гидрогеологическими, инженерно-геологическими, геокриологическими, горно-геологическими и другими условиями разработки. Отработка полезных ископаемых на таких месторождениях не оказывает существенного влияния на окружающую среду.
Мониторинг класса II осуществляется на месторождениях, разработка которых может оказать существенное влияние на компоненты окружающей среды. В состав мониторинга класса II кроме стандартных наблюдаемых объектов могут входить специальные наблюдаемые объекты.
Мониторинг класса III осуществляется на месторождениях, где сочетание осложняющих факторов несет угрозу крупных аварий (затопления, взрывы и пр.) на горнодобывающем предприятии или ведет к тяжелым экологическим последствиям на прилегающей к нему территории.
Программы и проекты мониторинга
Создание мониторинга сложных месторождений (II и III классов) целесообразно осуществлять поэтапно на базе специально разработанных программ.
Этап 1.
Разработка программы создания и ведения мониторинга. Программа создания и ведения мониторинга месторождения разрабатывается в соответствии с требованиями к мониторингу, установленными лицензиями.
Этап 2.
Составление проекта работ по созданию и ведению мониторинга. В отличии от программы, проект работ по созданию и ведению мониторинга месторождения составляется на определенный срок (от 1 года до 3-5 лет).
Этап 3.
Создание сети пунктов наблюдений, их оборудование измерительными устройствами, проведение наблюдений, организация базы данных.
Этап 4.
Проведение наблюдений, ведение банка данных, оценка состояния геологической среды месторождения и примыкающей к нему территории и прогнозирования его изменений, при необходимости корректировка структуры наблюдательной сети и состава наблюдаемых показателей.
Основные факторы, определяющие структуру и содержание мониторинга месторождений:
Библиографический список