Творчество

Показатели системы разработки нефтяного месторождения. Основные показатели разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений

Технологией разработки нефтяных месторожденийназывается совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Добыча нефти q н – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q нс приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости q ж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу . Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки Z(t) – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1.7 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями .

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки

Рисунок 1.7 – График изменения темпа разработки во времени

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 1.10 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.13)

где – годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; – балансовые запасы нефти.

Если (1.8) – темп разработки, то связь между и выражается равенством:

(1.14)

где – нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

, (1.15)

где – накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти:

(1.16)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

Текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

(1.17)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

(1.18)

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

(1.19)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных – отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ 0:

µ 0 = µ н / µ в (1.20)

где µ н и µ в – динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта .

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м 3 /т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температур а . В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Вопросы для самоконтроля:

1. Дайте определение понятию «разработка нефтяных месторождений».

3. Приведите примеры гидродинамических взаимосвязей нефтяных месторождений с окружающей их водонапорной системой.

4. Как распределяется давление в нефтяной залежи в процессе её разработки?

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи

Основные геолого-физические характеристики	Система разработки
Вязкость нефти в пл. усл. мПа*с m н	Подвижность мкм 2 /мПа*с К/ m н	Песчан истость пласта Kп	Плотность сетки скв., га/скв	Размещение скважин	Система заводнения
0,5-5,0	До 0,1	0,5-0,65	16-32	Рядная, площад. 1- 3 ряда, 5-7 точ.	Линейная с очаговой, площадная
0,65-0,80	20-36	Рядная,3 ряда	Линейная с очаговой
более 0,80	24-40	Рядная,3-5 рядов	Линейная с очаговой
Более 0,1	0,5-0,65	24-40	Рядная,3 ряда	Линейная с очаговой
0,65- 0,80	28-40	Рядная,5 рядов	Линейная с очаговой
Более 0,80	33-49	Рядная,5 рядов	Линейная с очаговой
5,0-40,0	До 0,1	0,5-0,55	12-24	Площадное, 5-7-9 точечное	Площадная
0,65-,80	18-28
Более 0,80	22-33	Рядное, 3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное	Линейная с очаговой. Площадная
Более 0,1	0,5-0,65	16-28	Рядное, 1-3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное	Линейная с очаговой. Площадная
0,65- 0,80	22-32	Рядное, 1-3 ряда.	Линейная с очаговой
Более 0,80	26-36	Рядное, 1-3 ряда.	Линейная с очаговой

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В разделе 3 в понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Q н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q н приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Q ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных — m 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях, 1 баррель = 159 литрам, в 1 м 3 = 6,29 баррелей.

Дебит нефти, воды и жидкости q н, q в, q ж - соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения - т/сут*скв.

Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:

Водонефтяной фактор - отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки - компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q н, ∑Q ж) . Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

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 следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

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 месторождений. 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, II стадиях - растет, на III, IV - уменьшается.

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

Темп отбора от НИЗ . Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q H (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 max

Q H max - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) - отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

η пр - проектный коэффициент нефтеизвлечения

η - текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

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 начальным запасам.

Q изв - извлекаемые запасы нефти

Q бал - балансовые запасы нефти

∑Q н - накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =b выт b охв зав. b охв выт

Коэффициент вытеснения - отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением - отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения - это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

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

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 - Р н , на забоях добывающих скважин — Рн . На линии нагнетания Р н " на линии отбора Р с " .

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Р н - Р с = dР .

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

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.

Показатели разработки месторождений

Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (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 и 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, реализацию за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плату за кредит, возврат кредита.

Стадии разработки нефтяных месторождений

Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки месторождения.

На основании анализа темпа разработки месторождения выделяется четыре стадии (рис. 5.1): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (II), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV).

Характерная особенность первого периода - постепенный рост объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа зависит от многих факторов, главные из которых: величина извлекаемых промышленных запасов; размеры месторождения и величина пластового давления; толщина и число продуктивных горизонтов; свойства продуктивных пород и самой нефти; наличие средств для разработки месторождения и другие. Продолжительность первого периода составляет около 4-6 лет. Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла.

Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. В этот период фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, что увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50%. Продолжительность периода составляет около 5-7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.

Рис. 5.1.Стадии разработки эксплуатационного объекта

Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет.

Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Себестоимость добычи нефти в этот период возрастает до пределов рентабельности. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет. Практика разработки нефтяных месторождений в целом подтверждает этот вывод.

Разработка нефтяных и газовых месторождений? комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели? дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин? извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки).

Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др.

В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в России применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением. Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение. Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки.

Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа.

Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50*10 -3 Па*с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100*10 -3 Па*с? 0,1.

Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт.

При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей.

Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть? вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным.

Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи.

Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др.

Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами? термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти.

Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения, как уже говорилось раньше. следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.. Технология разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений.

Разработка месторождения характеризуется применением различных категорий скважин и определенными показателями разработки.

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков новых залежей нефти и газа.

Разведочные скважины; бурятя на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки подсчета запасов нефти и газа, сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

Эксплуатационные скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные. специальные и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервны е скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления.

Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

П оказател и разработки:

Д о б ы ч а н е ф т и - Qн основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча Qнс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча нефти, у нас в стране измеряется в весовых единицах – тоннах. За рубежом в США, Великобритании, Канаде и других в баррелях.

1 баррель – 159 литров.1м 3 – 6,29 баррель.

Добыча жидкости -Qж суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. На определенном этапе разработки вместе с нефтью и газом из пласта начинает поступать вода.

Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды

Q Ж = Q H + Q В

Добыча газа Qг. . Добыча газа.В процессе эксплуатации вместе с нефтью добывается, так называемый попутный газ. Добыча газа зависит от содержаниягаза в пластовой нефти и характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор –это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти.

= м 3 /т

Средний газовый фактор это отношение текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где - время разработки месторождения;-текущее время.

Накопленная добыча может только увеличиваться.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Нефтеотдача

Это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Нефтеотдача выражается в долях единиц.

Темп разработки
- отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

. (1.21)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных- отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

где и- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в
. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ . При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества.

Пластовое давление . В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Необходимо отметить, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр при данной системе разработки месторождения взаимосвязаны. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.