Стадии разработки месторождений кратко

Обновлено: 02.07.2024

Каждое месторождение нефти уникально и требует индивидуального подхода. Эту истину знает каждый нефтяник, занимающийся разработкой месторождений.

В то же время каждое нефтяное месторождение проходит определенный жизненный цикл, состоящий из нескольких характерных этапов. Например, на этапе разработки месторождение нефти проходит через определенные стадии, которые так и называются: стадии разработки месторождения.

Наиболее наглядно этапы разработки нефтяного месторождения видны на графике добычи нефти (Рисунок 1). Всего различают 4 стадии разработки месторождения нефти:

I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

II стадия – максимальный уровень добычи

III стадия – стадия падения добычи нефти

IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки

Рисунок 1. Стадии разработки месторождения нефти

I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин.

II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка 4-5 лет.

III стадия - стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия.

IV стадия - завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях.

Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвертую стадию называют завершающим периодом.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

Реальные примеры месторождений

График добычи нефти, приведенный на рисунке 1 – это пример идеального случая. В реальности динамика добычи нефти может немного отличаться от представленного.

На рисунке 2 приведен реальный график добычи нефти месторождения, которое в данный момент находится в I-й стадии разработки. До того как месторождение было введено в промышленную разработку, на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. Таким образом, график добычи несколько отличается от графика на рисунке 1.

Рисунок 2. Динамика добычи нефти. Месторождение в I стадии разработки

А вот пример месторождения находящегося в IV стадии разработки (Рисунок 3). На графике добычи нефти явно выделяется форсирование отборов ближе к концу IV стадии. Форсированные отборы привели к некоторому увеличению добычи нефти, но уже видно, что добыча нефти снова пошла на спад.

Рисунок 3. Динамика добычи нефти. Месторождение в IV стадии разработки

Жизненный цикл месторождения нефти

В более широкой перспективе помимо четырех стадий разработки можно выделить еще несколько этапов.

До того как начать разработку нефтяного месторождения его необходимо еще найти. И не только найти, а еще и оценить его запасы и добычный потенциал. Только в случае наличия достаточных запасов нефти и технологических возможностей их извлечения приступают к разработке месторождения. Так вот, поиск и разведку месторождения нефти, оценку его потенциала можно выделить в отдельный этап. Условно назовем этот этап нулевой стадией. На этой стадии у нас нет добычи нефти, зато есть затраты на проведение комплекса различных исследований, бурение опорных, параметрических, поисковых, разведочных скважин.

Еще один важный момент, о котором не стоит забывать - это комплекс работ, который необходимо осуществить после того как разработка месторождения перестала быть рентабельной (вследствие снижения добычи нефти до минимального уровня и/или достижении предельной обводненности продукции скважин). По мере извлечения нефтяных запасов добыча нефти снижается, при этом обводненность продукции скважин достигает максимальных значений. После того как дальнейшая разработка месторождения перестает быть рентабельной, добычу нефти прекращают, скважины ликвидируют (или консервируют), а лицензию на разработку возвращают в соответствующие государственные органы. Этот этап является завершающим в жизненном цикле месторождения нефти.

Таким образом, весь жизненный цикл месторождения будет выглядеть так:

Рисунок 4. Жизненный цикл месторождения нефти

В зависимости от того на каком этапе своего жизненного цикла находятся месторождения их подразделяют на новые (green fields) и зрелые (brown fields).

К новым месторождениям относят перспективные участки на этапе поиска и разведки, а также месторождения в I или II стадиях разработки. Такие месторождения требуют значительных капитальных вложений при отсутствии или недостаточном потоке наличности от добычи нефти.

Зрелые месторождения – это месторождения в III или IV стадиях разработки. Такие месторождения не требуют таких значительных капитальных вложений, как новые месторождения. Вся инфраструктура к этому времени уже построена, система разработки реализована. Зрелые месторождения, как правило, генерируют стабильный денежный поток даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расшивку ограничений инфраструктуры.

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

- способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. Технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·10 4 м 2 /скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·10 4 м 2 /скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском - 60·10 4 м 2 /скв. – 1000 м · 600 м, Самотлорском - 64·10 4 м 2 /скв.

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Т_дн, жидкости Т_дж и обводненности продукции n_в при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 - значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3-4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Т_дн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17 %) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К_н на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5-10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Т_дн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n_в.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м 3 /м 3 );

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

Сетка размещения скважин

ПОНЯТИЕ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

- способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

При выделении объектов следует учитывать:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. Технику и технологию эксплуатации скважин.

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;

- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м 3 /м 3 );

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Разработка нефтяного месторождения проходит своеобразные жизненный цикл, состоящий из нескольких стадий:

Стадии разработки месторождений (рисунок)

Естественно, что перед началом разработки нефтяного месторождения, его необходимо обнаружить. А кроме этого произвести оценку найденных запасов и так называемого добычного потенциала. Разработку месторождения нефти начинают только в случае достаточных запасов сырья в пластах-коллекторах и доступности этих запасов.

I стадия

Характеризуется интенсивным освоением месторождения, включающей введение в эксплуатацию основного проектного фонда, что сопровождается стабильным ростом объемов добычи. Как правило, основная часть добываемой на данной стадии нефть практически безводная.

II стадия

На данной стадии добыча постепенно достигает своего максимума и выходит на локальное плато. Происходит ввод в эксплуатацию оставшиеся запланированные скважины и существенную часть резервных скважин. Также происходит разработка и внедрении системы воздействия на нефтеносный пласт. Для удержания уровня добычи производится комплекс геолого-технологических мероприятий по оптимизации процесса разработки месторождения. Как правило, продолжительность данной стадии составляет 4 – 5 лет.

III стадия

Стадия сокращения добычи нефти, происходящее в результате извлечения из недр основного объема запасов нефти. Для замедления темпов падения добычи проводится ряд мер:

продолжается развитие системы дополнительных скважин для воздействия на нефтяной пласт
продолжается бурение резервных скважин
выполнение в существующих скважинах изоляционных работ
форсированный отбор вод из обводненных скважин

IV стадия

Завершающий период разработки нефтяного месторождения характеризуется дальнейшим снижением объемов добываемой нефти и общим замедлением активности освоения месторождения.

Ликвидация (консервация) скважины

Стадия ликвидации является последней в жизненном цикле месторождения. Она наступает после того, как в результате снижения добычи нефти до минимального уровня и/или достижения максимальной обводненности извлекаемой нефти, разработка месторождения перестает быть рентабельной. Добычу нефти останавливают, скважины ликвидируют (или консервируют), а лицензию на разработку возвращают в соответствующие государственные органы.

Продолжительность каждой стадии и объемы добычи нефти устанавливается согласно проекту разработки конкретного месторождения.

В зависимости от этапа, на котором находится месторождение, их классифицируют на:

новые (green fields)
зрелые (brown fields)

К новым месторождениям относят перспективные участки на этапе поиска и разведки, а также месторождения на I или II стадиях разработки. Такие месторождения требуют значительных финансовых вложений, принося при этому относительно небольшую прибыль.

Зрелые месторождения – это месторождения, находящиеся на III или IV стадиях разработки. Такие месторождения уже не требуют такой значительной инвестиционной поддержки, как новые месторождения. Вся инфраструктура на данных стадия уже построена, система разработки месторождения реализована. Зрелые месторождения, как правило, приносят стабильный доход даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расширение инфраструктуры.

Рассмотрим основные стадии разработки месторождений нефти и газа, так как данный вопрос является актуальным в наши дни. Черное золото является стратегическим сырьем для нашей страны. Именно поэтому вопросам, касающимся разработки месторождений природных углеводородов, уделяется пристальное внимание.

Понятие о разработке скважин

Что представляют собой стадии разработки месторождений нефти? Система предполагает организацию движения нефти в скважинах и пластах. Выделяют следующие моменты:

порядок ввода в эксплуатацию объектов;
сетку размещения скважин на объектах, порядок и тип их ввода непосредственную эксплуатацию;
варианты регулировки баланса и применения пластовой энергии.

Вам будет интересно: Ответ на вопрос: "Что такое облик?"

Различают системы разработки отдельных залежей и многопластовых месторождений природных углеводородов.

Объект разработки

Это один либо несколько пластов, которые выделяются по техническим и геологическим соображениям для разбуривания и последующей эксплуатации одной системы скважин. Для каждой стадии разработки месторождений важно учитывать следующие параметры:

физические и геологические свойства коллекторов-пород;
физико-химические качества газа, воды, нефти;
фазу природных углеводородов и режим нефтяных пластов;
технологию использования скважин, применяемую технику.

Вам будет интересно: Поступаем в институт им. Губкина в Москве

Классификация объектов

Анализируя стадии разработки месторождений, необходимо отметить деление объектов на возвратные и самостоятельные. Первые предполагают разработку скважинами, которые эксплуатируются иным объектом.

Сетка скважин предполагает нахождение нагнетательных и добывающих видов на конкретном объекте с обязательным указанием расстояний между ними (плотность). По форме сетки могут быть треугольными, квадратными, а также многоугольными.

Плотность подразумевает соотношение площади нефтеносного показателя к количеству добывающих скважин. Данный показатель предполагает учет конкретных условий. Например, со второй половины прошлого века на Туймазинском месторождении плотность сетки составляет - (30 до 60)·104 м2/СКВ. В зависимости от стадии разработки месторождения, данный показатель может изменяться.

Плотность характеризует продолжительность периода разработки, закономерности изменений экономических, технических показателей: текущую, суммарную добычу, водонефтяной фактор.

Разработка месторождений на поздней стадии предполагает существенную накопленную (суммарную) мощность скважины, делает ее экономически эффективной и выгодной для предприятия.

Стадии

Выделяют четыре стадии разработки месторождений пластового типа:

Освоение объекта эксплуатации.
Поддержание достойного уровня добычи углеводородного топлива.
Существенное снижение добычи нефти и газа.
Завершающий этап.

Отличительные характеристики первого этапа

Для первой стадии разработки газовых месторождений характерны следующие показатели:

интенсивный рост добычи (прирост доходит до 2% ежегодно);
резкое снижение давления в пластах;
невысокая обводненность продукции;
достижение коэффициента нефтеотдачи 10 пунктов.

Длительность этой стадии определяется промышленной ценностью месторождения, в среднем она составляет 4-5 лет. В качестве завершения стадии выступает точка резкого изменения кривой скорости добычи.

Вторая стадия: стабильная добыча

Что представляет собой данный этап разработки месторождения? Для нее характерны следующие параметры:

стабильный высокий уровень добычи на протяжении 3-7 лет для скважин с небольшой вязкостью нефти, 1-2 года при повышенном показателе вязкости;
рост количества скважин до максимального показателя (благодаря резервному фонду);
отключение некоторого числа скважин из-за обводнения и перевода на механизированный вариант добычи полезных ископаемых;
текущий коэффициент нефтеотдачи составляет порядка 30-50 пунктов.

Третья стадия: снижение объемов

Она предполагает существенное снижение добычи углеводородного сырья. Для нее характерны следующие черты:

уменьшение добычи ежегодно на 10-20 процентов;
выдох в конце стадии на темп отбора нефти и газа 1-2%;
наблюдается тенденция снижения фонда скважин из-за отключения по причине обводнения;
повышение текучих коэффициентов к концу стадии примерно на 55 пунктов для месторождений с повышенной вязкостью.

Данная стадия считается самой сложной и трудной в рамках всей технологии разработки месторождения. Основой задачей на данном этапе работы является существенное замедление скорости добычи природных углеводородов. Длительность этой стадии зависит от предыдущих двух, в среднем она составляет 10-15 лет.

Завершающий этап

Четвертая - самая поздняя стадия разработки нефтяных месторождений, которая характеризуется следующими чертами:

незначительными, снижающимися темпами отбора углеводородного сырья (нефти, газа);
существенной скоростью отбора жидкости;
резкой потерей функционирования и экономической целесообразности скважин по причине обводнения.

Длительность протекания четвертой стадии сопоставима с предыдущими тремя, характеризуется пределом экономической целесообразности и рентабельности. Чаще всего такой предел возникает при обводненности продукции на 98 %.

Способы увеличения скорости и объемов добычи

Для того чтобы поддерживать пластовое движение и повышать коэффициент отдачи пласта, имеющий в зависимости от особенностей месторождения существенный диапазон, используют прокачку под давлением в пласты газа или воды через специальные нагнетательные скважины.

В настоящее время применяется внутриконтурное, законтурное, площадное заводнение пластов нефти. При законтурном вода закачивается в пласт посредством нагнетательной скважины, которая располагается по периметру залежей за внешним контуром нефтеносности. Эксплуатационные скважины размещают внутри контура рядами, которые ему параллельны.

На крупных месторождениях используют внутриконтурное заводнение, предполагающее разрезание на несколько эксплуатационных блоков нагнетательных рядов. Благодаря заводнению повышается нефтеотдача залежей. Помимо данного способа увеличения экономической привлекательности месторождений природных углеводородов, используются также иные способы. Например, в наши дни осуществляется щелочное заводнение, применяются пены и эмульсии, функционирует полимерное заводнение, нефть вытесняют паром и горячей водой.

Заключение

Технология разработки месторождений нефти и газа состоит из четырех этапов:

освоение пластов;
стабильно высокий уровень добычи ресурсов;
снижение объемов залежей;
завершающая стадия.

Каждый из них характеризуется определенными показателями качества сырья и объемами выработки. Длительность этапов обусловлена предполагаемыми запасами углеводородов и экономической целесообразностью добычи.

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определен-ными технологическими показателями:

1. Добыча нефти и жидкости

Характерный вид динамики добычи. Процесс

разработки нефтяных месторождений можно

условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия – это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку месторождения.

3-я стадия – характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия – называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды.

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах – тоннах. За рубежом – в объемных – м 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран – в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.

qн в 1 м 3 = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Fв = qв . 100%

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

накопленный ВНФ = S qв

2. Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следую-щие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогатель-ные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей место-рождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I , I I стадиях – растет, на I I I , I U - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z mах

Z mах = Qн mах . 100%

Qн mах – обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

h = S Qн

Qбал – геологические или балансовые запасы нефти.

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдачу можно представить в виде:

где: h = h ₁ . h ₂

h ₁ – коэффициент вытеснения нефти из пласта, показывающий полноту извлече-ния нефти из охваченного заводнением объема залежи;

h ₂ – коэффициент охвата, показывающий долю объема залежи, охваченного процессом заводнения.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

5. Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор – отношение объема добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м 3 /т и в м 3 /м 3 . При водонапорном режиме величина газового фактора является постоянной

ГФ = Qг м 3 /т

6. Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих – пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта – на забоях нагнетательных скважин – Рн, на забоях добывающих скважин – Рс.

Важно определять также перепады давлений между

забоями нагнетательных и добывающих скважин,

как разность Рн-Рс.

8. Давление на устье добывающих скважин.

Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

9. Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Читайте также: