Сроки выполнения работ: Начало работ: 05.03.2018г Окончание работ: 01.08.2018г. 8. Прочее 8.1. Текущее состояние выполнения работ


СОГЛАСОВАНО:







Вице-президент
по геологии и разработке



ПАО НК «РуссНефть»




___________________М.В. Сухопаров
«_____» ____________2018 г.





ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение работ по теме:
«Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Черногорского нефтяного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области»


Цель работы:

Уточнение двумерной цифровой модели месторождения, создание итоговой базы геолого-геофизических данных, пересчет геологических запасов нефти в соответствии с требованиями новой Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов; утверждение отчета в ФБУ «ГКЗ».

Основание для проведения работ

Подготовка проектного документа «Дополнение к технологическому проекту разработки Черногорского нефтяного месторождения ХМАО-Югры Тюменской области».
Совместное требование ФБУ «ГКЗ» и ЦКР Роснедра о рассмотрении в 2018 году проектных документов совместно с оперативными подсчетами запасов с целью корректного перевода запасов месторождений на новую Классификацию.

Краткие сведения о месторождении
В административном отношении Черногорское нефтяное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области в 60 км севернее г. Нижневартовска.
Лицензия на право пользования недрами ХМН №03351 НЭ от 11.05.2017 г. выдана ПАО НК «РуссНефть».
Месторождение открыто в 1970 году, в промышленную разработку введено в 1993 году.
Промышленная нефтеносность установлена в пластах АВ11-2 и БВ10-0 нижнемеловых отложений и ЮВ1-1 верхнеюрских отложений.
В тектоническом отношении Черногорского месторождения находится в пределах Большечерногорского структурного мыса, осложняющего северо-восточный склон Нижневартовского свода. В пределах Черногорской площади выделяются ряд локальных поднятий: собственно Черногорское, Кидусское, Ижевское и Восточное. Черногорское поднятие состоит из двух куполов (Центрального и Южного), разделенных малоамплитудным прогибом.
В течение 1992-1997 гг. и 2000-2002 гг. на месторождении геофизической компанией «МД-Сейс» проведены детальные сейсмические исследования 2D в объеме 220 пог.км, переобработанные в 2002 г. силами ЗАО «Сибирская геологическая компания», а также МОГТ 2D 2000/2001 года в объеме 400 пог.км. В 2002г. компанией «Paradigm Geopfisical» была выполнена повторная преинтерпретация детальных сейсмических исследований 2D, результаты которой были использованы при выполнении подсчета запасов УВС Черногорского месторождения (2008г.). Последними по времени проведения являются исследования, включающие в себя переобработку и переинтерпретацию полевых материалов МОГТ 2D в объеме 400 пог.км на Черногорском лицензионном участке, выполненные в 2008 г. фирмой «РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.». Результате работ было уточнено геологическое строение в пределах Черногорского лицензионного участка.
Запасы нефти и растворенного газа Черногорского месторождения утверждены ГКЗ Роснедра в 2008 году (протокол ГКЗ № 1573-дсп от 13.02.2008г.). В 2008 г. по пласту БВ100 (район скв. 1095Р) утвержден оперативный подсчет запасов (протокол Роснедра № 18/712 от 25.09.2008г). В 2009 г. утвержден оперативный пересчет запасов по залежи пласта АВ11-2 (протокол Роснедра № 18/714-пр от 01.12.2009г.). В 2013 году утвержден оперативный подсчет запасов по залежам пласта БВ100 в р-не скв.3Р, в р-не скв.1020Р и в р-не скв.1090Р (протокол Роснедра № 18/767-пр от 13.12.2013г.).
Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Черногорского нефтяного месторождения» (протокол № 56-16 от 21.12.2016 г.).
По состоянию на 01.01.2018 г. на Черногорском месторождении пробурено 142 скважины (20 поисково-разведочных и 122 эксплуатационных скважин).

Основные требования к работе
На стадии предпроектной проработки изучить основные положения ранее выполненных НИР по технологическому проектированию и геологическому изучению месторождения.
Работу выполнить по состоянию на 01.01.2018 г.
Уточнить геологическое строение объектов подсчета на основании и с учетом всех проведенных на дату подсчета геолого-разведочных работ.
Отчет должен отвечать требованиям ГКЗ Роснедра и соответствовать следующим нормативным документам:
«Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом Минприроды России от 01.11.2013 № 477;
«Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утверждены распоряжение Минприроды России № 3-р от 01.02.2016;
Приказ ФБУ «ГКЗ» № 01-9/100 от 02.02.2015 г. «Об утверждении рекомендаций по Структуре и организации проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния УВС»;
«Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объемным методом», Москва, 2003 г;
Корпоративный регламент АО НК «РуссНефть» приемки-передачи геологических моделей месторождения, 2006 г.

Исполнитель обязуется своими силами устранить все замечания, которые могут возникнуть в ходе согласования предварительных результатов с Заказчиком и окончательного рассмотрения Отчета на заседании экспертной комиссией ФБУ «ГКЗ».

5. Содержание работ:
5.1. Сбор исходной геолого-промысловой информации.
5.2. Анализ результатов сейсморазведочных работ.
5.3. Интерпретация материалов ГИС, петрофизическое обоснование методики интерпретации, составление планшетов ГИС.
5.4. Геолого-геофизический анализ, обоснование ВНК.
5.5. Построение трехмерной геологической модели по объектам подсчета.
5.6.Построение и оформление структурных карт, подсчетных планов, карт эффективных и эффективных нефте-/газонасыщенных толщин, схем корреляции.
5.7. Обоснование подсчетных параметров, подсчет геологических и извлекаемых запасов УВ, согласование результатов работ с Заказчиком.
5.8. Подсчет остаточных запасов согласно верифицированным данным добычи по объектам.
5.9. Составление текста отчета, табличных и графических приложений.
5.10. Сопровождение государственной экспертизы Отчета, в том числе – формирование пакета дополнительных документов, утверждение Отчета на заседании экспертной комиссии ФБУ «ГКЗ», устранение замечаний и сопровождение оформления Протокола в Федеральном агентстве по недропользованию, участие в заседании экспертной комиссии.
5.11. Передача утвержденного Отчета Заказчику на бумажном носителе и в электронном виде в двух экземплярах.
5.12. Передача отчета в фонды (один экземпляр в фонды РФГФ «Росгеолфонд», один экземпляр – в филиал территориальных фондов). Подрядчик обязуется устранить возможные замечания при передаче в фонды в течение двух недель после получения уведомления.

6. Форма представления результата:
Отчет должен быть оформлен в соответствии с инструкциями ГКЗ, Методическими рекомендациями по подсчёту геологических запасов нефти и газа объемным методом (ГОСТ Р 53579-2009).
Текст Отчета, таблицы и приложения подготавливаются в форматах *.doc, *.xls.
Графические приложения в стандартных масштабах и рисунки передаются в форматах *.jpg, *.cdr. Предоставлять пространственно-закрепленную информацию по объекту в соответствии с Классификатором базы подсчета запасов, приведенным в п.6.4. настоящего Приложения № 1 в форматах: или ArcView Shape, или MIF MapInfo, и в условной системе координат.
6.2. Двумерная геологическая модель передается Заказчику в форматах ASCII (координаты скважин, данные инклинометрии (.txt), ГИС (.las), РИГИС (.xls, .las), полигоны контуров: ВНК, ГНК, изолиний, ихопахит, зон глинизаций, категорий, и др. (ASCII), гриды структурных поверхностей, продуктивных толщин (ASCII).

6.3. Отчет формируется и предоставляется в ГКЗ в 4 (четырех) экземплярах на бумажном носителе с приложением электронной версии.
6.4. Классификатор базы подсчета запасов
Слой
Описание слоя
Примитив
Поля
Описание поля
Тип поля

разв_скв
разведочные скважины
точка
Nskv
Номер скважины
Символьное

 
 
 
AO
Абсолютная отметка
Вещественное

 
 
 
OET
Общая нефтенасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
ENT
Эффективная нефтенасыщенная толщина
Вещественное




EGT
Эффективная газонасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип скважины
Короткое целое

поиск_скважины
поисковые скважины
точка
Nskv
Номер скважины
Символьное

 
 
 
AO
Абсолютная отметка
Вещественное

 
 
 
OET
Общая нефтенасыщенная толщина
Вещественное




EGT
Эффективная газонасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
ENT
Эффективная нефтенасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип скважины
Короткое целое

эксп_скв
эксплуатационные скважины
точка
Nskv
Номер скважины
Символьное

 
 
 
AO
Абсолютная отметка
Вещественное

 
 
 
OET
Общая нефтенасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
ENT
Эффективная нефтенасыщенная толщина
Вещественное




EGT
Эффективная газонасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип скважины
Короткое целое

эксп_скв_гор
горизонтальные эксплуатационные скважины
полилиния с направлением оцифровки
Nskv
Номер скважины
Символьное

 
 
 
AO
Абсолютная отметка
Вещественное

 
 
 
OET
Общая нефтегазонасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
ENT
Эффективная нефтенасыщенная толщина
Вещественное




EGT
Эффективная газонасыщенная толщина
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип скважины
Короткое целое


категория_запасов
категория запасов
полигон
N
категория запасов (А В С)
Символьное

 
 
 
gkz
 
Целое

 
 
 
Type
Тип запасов
Короткое целое

изогипсы
изогипсы
полилиния
N
значение изолинии
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип изолинии
Короткое целое

Изопахиты_о
Изопахиты общей нефтегазонасыщенной толщины
полилиния
N
значение изопахиты
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип изопахиты
Короткое целое

Изопахиты_н
Изопахиты нефтенасыщенной толщины
полилиния
N
значение изопахиты
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип изопахиты
Короткое целое


Изопахиты_г
Изопахиты газонасыщенной толщины
полилиния
N
значение изопахиты
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип изопахиты
Короткое целое

внк
внк, гнк, гвк
полилиния
N
значение изолинии внк, гнк, гвк
Вещественное

 
 
 
TYPE
Тип изолинии
Короткое целое

лзк
линия глинизации
полилиния
Type
Тип линии
Короткое целое

гкз
гкз
полилиния
N
ГКЗ+"год"
Символьная

 
 
 
TYPE
Тип линии
Короткое целое

Гос. баланс
ГБ
полилиния
N
ГБ
Символьная

 
 
 
TYPE
Тип линии
Короткое целое

разломы
линии тектонических разломов
полилиния
Type
Тип линии
Короткое целое

Поверхность1
 Поверхность кровли коллектора
грид
 
 
 

Поверхность2
Поверхность подошвы коллектора
грид




Поля TYPE могут не проставляться



Сроки выполнения работ:
Начало работ: 05.03.2018г
Окончание работ: 01.08.2018г

8. Прочее
8.1. Текущее состояние выполнения работ, планы и содержание дальнейших работ обсуждаются на рабочих совещаниях с представителями Сторон.
8.2. Завершением Работ признается факт утверждения Пересчета геологических запасов, подтвержденный протоколом Федерального агентства по недропользованию, передача отчета по Пересчету геологических запасов Заказчику и в фонды.
8.3. Оплата выполненных Работ будет производиться Заказчиком не ранее 75 (семидесяти пяти) и не позднее 90 (девяноста) календарных дней с даты подписания Сторонами Акта сдачи-приемки выполненных работ.




Департамент научно-аналитического
обеспечения геологии и разработки
месторождений ПАО НК «РуссНефть» Е.Н. Давыдова







Приложенные файлы

  • doc 4458140
    Размер файла: 138 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий