Skapande

Indikatorer för ett oljefältsutvecklingssystem. Viktiga utvecklingsindikatorer. Stadier av oljefältets utveckling

Utvecklingsteknik oljefältär en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från undergrunden. I ovanstående koncept för ett utvecklingssystem anges närvaron eller frånvaron av en påverkan på formationen som en av dess avgörande faktorer. Behovet av att borra injektionsbrunnar beror på denna faktor. Tekniken för reservoarutveckling ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas. När man utformar fältutveckling är det givetvis nödvändigt att ta hänsyn till vilket system som bäst passar den valda tekniken och vilket utvecklingssystem som lättast kan uppnå de angivna indikatorerna.

Utvecklingen av varje oljefält kännetecknas av vissa indikatorer. Låt oss överväga de allmänna indikatorerna som är inneboende i all utvecklingsteknik. Dessa inkluderar följande.

Oljeproduktion q n – huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet, och genomsnittlig daglig produktion q ns per brunn. Typen av förändringar i tid för dessa indikatorer beror inte bara på egenskaperna hos formationen och vätskorna som mättar den, utan också på de tekniska operationer som utförs på fältet i olika utvecklingsstadier.

Vätskeextraktion qf – total olje- och vattenproduktion per tidsenhet. Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under någon torr period av brunnsdrift. För de flesta fyndigheter börjar deras produkter förr eller senare bli vattensjuka. Från denna tidpunkt överstiger vätskeproduktionen oljeproduktionen.

Gasproduktion q g Denna indikator beror på gasinnehållet i reservoaroljan, dess rörlighet i förhållande till oljans rörlighet i reservoaren, förhållandet mellan reservoartrycket och mättnadstrycket, närvaron av ett gaslock och fältutvecklingssystemet. Gasproduktion karakteriseras med hjälp av gasfaktorn, dvs. förhållandet mellan volymen gas som produceras från en brunn per tidsenhet, reducerad till standardförhållanden, och produktionen av avgasad olja under samma tidsenhet. Den genomsnittliga gasfaktorn som en teknisk utvecklingsindikator bestäms av förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

När man utvecklar ett fält samtidigt som reservoartrycket bibehålls över mättnadstrycket förblir gasfaktorn oförändrad och därför upprepar förändringen i gasproduktionen dynamiken i oljeproduktionen. Om reservoartrycket under utvecklingen är under mättnadstrycket, ändras gasfaktorn enligt följande. Under utveckling i löst gasläge ökar först den genomsnittliga gasfaktorn, når ett maximum och minskar sedan och tenderar till noll vid reservoartryck lika med atmosfärstryck. I detta ögonblick växlar regimen för upplöst gas till gravitationsregimen.

De övervägda indikatorerna återspeglar de dynamiska egenskaperna hos processen att utvinna olja, vatten och gas. För att karakterisera utvecklingsprocessen över hela den senaste tidsperioden används en integrerad indikator - ackumulerad produktion. Kumulativ oljeproduktion speglar mängden olja som produceras av en anläggning under en viss tidsperiod från utvecklingsstart, d.v.s. från det ögonblick den första produktionsbrunnen lanserades.

Till skillnad från dynamiska indikatorer kan ackumulerad produktion bara öka. Med en minskning av nuvarande produktion minskar ökningstakten i motsvarande ackumulerade indikator. Om den nuvarande produktionen är noll, stannar tillväxten av den ackumulerade indikatorn och den förblir konstant.

Förutom de övervägda absoluta indikatorerna, som kvantifierar produktionen av olja, vatten och gas, används också relativa, som karakteriserar processen att utvinna reservoarprodukter som en andel av oljereserverna.

Utvecklingshastighet Z(t)– Förhållandet mellan årlig oljeproduktion och utvinningsbara reserver, uttryckt i procent.

Z(t) = q H ∕ N (1,12)

Denna indikator förändras över tiden, vilket återspeglar inverkan på utvecklingsprocessen av all teknisk verksamhet som utförs på fältet, både under dess utveckling och under regleringsprocessen.

Figur 1.7 visar kurvor som karakteriserar utvecklingshastigheten över tid för två fält med olika geologiska och fysikaliska egenskaper. Att döma av de givna beroenden är utvecklingsprocesserna för dessa områden väsentligt olika. Enligt kurva 1 kan fyra utvecklingsperioder urskiljas, som vi kommer att kalla stadier.

Första stadiet(stadiet för att sätta ett fält i drift), när intensiv borrning av brunnar i huvudbeståndet sker, ökar utvecklingshastigheten kontinuerligt och når sitt maximala värde vid slutet av perioden. Längs dess längd produceras vanligtvis vattenfri olja. Dess varaktighet beror på fyndighetens storlek och borrhastigheten för brunnar som utgör huvudfonden.

Att uppnå den maximala årliga produktionen av utvinningsbara oljereserver sammanfaller inte alltid med slutförandet av brunnsborrningen. Ibland inträffar det före datumet för borrning av fyndigheten.

1 – insättning A; 2 – insättning B; I, II, III, IV – utvecklingsstadier

Figur 1.7 – Diagram över utvecklingstaktens förändringar över tid

Andra fasen(stadiet att upprätthålla den uppnådda maximala nivån av oljeproduktion) kännetecknas av mer eller mindre stabil årlig oljeproduktion. I designuppdraget för fältutveckling anges ofta den maximala oljeproduktionen, det år då denna produktion ska uppnås och varaktigheten av det andra steget.

Huvuduppgiften för detta skede utförs genom att borra reservbrunnar, reglera brunnsförhållanden och helt utveckla ett översvämningssystem eller annan metod för att påverka formationen. Vissa brunnar slutar rinna mot slutet av steget och de överförs till en mekaniserad arbetsmetod (med hjälp av pumpar).

Tredje etappen(stadiet av minskad oljeproduktion) kännetecknas av en intensiv minskning av utvecklingshastigheten mot bakgrund av en progressiv vattenminskning i brunnsproduktion under vattentrycksförhållanden och en kraftig ökning av gasfaktorn under gastrycksförhållanden. Nästan alla brunnar drivs mekaniserat. En betydande del av brunnarna är ur drift vid slutet av detta skede.

Fjärde etappen(slutstadiet av utvecklingen) kännetecknas av låga utvecklingshastigheter. Det är ett högt vattenavbrott och en långsam minskning av oljeproduktionen.

De tre första etapperna, under vilka 70 till 95 % av de utvinningsbara oljereserverna dras ut, utgör den huvudsakliga utvecklingsperioden. Under det fjärde steget utvinns de återstående oljereserverna. Det är emellertid under denna period, som generellt kännetecknar effektiviteten av det implementerade utvecklingssystemet, som det slutliga värdet av mängden olja som återvinns, den totala perioden av fältutvecklingen bestäms och huvudvolymen av tillhörande vatten utvinns.

Som framgår av figur 1.10 (kurva 2) är det för vissa fält typiskt att det efter det första steget kommer ett skede av nedgång i oljeproduktionen. Ibland händer detta redan under den period då fältet sätts i utveckling. Detta fenomen är typiskt för fält med viskösa oljor eller när, i slutet av det första steget, höga utvecklingshastigheter i storleksordningen 12 - 20 % per år eller mer uppnåddes. Av utvecklingserfarenhet följer att den maximala utvecklingstakten inte bör överstiga 8 - 10 % per år, och i genomsnitt över hela utvecklingsperioden bör dess värde ligga inom 3 - 5 % per år.

Låt oss återigen notera att den beskrivna bilden av förändringar i oljeproduktionen från ett fält under dess utveckling kommer att uppstå naturligt i de fall då fältutvecklingstekniken och kanske utvecklingssystemet förblir oförändrade över tiden. I samband med utvecklingen av metoder för att öka oljeutvinningen, i något skede av fältutvecklingen, troligen vid den tredje eller fjärde, kan den tillämpas ny teknologi utvinning av olja från undergrunden, vilket gör att oljeproduktionen från fältet åter kommer att öka.

I praktiken av analys och design av oljefältsutveckling används också indikatorer som kännetecknar hastigheten för uttag av oljereserver över tiden: urvalshastigheten för balansreserver och urvalshastigheten för återstående utvinningsbara reserver. A-priory

(1.13)

Var – årlig oljeproduktion i fältet beroende på utvecklingstiden; – balansera oljereserver.

Om (1,8) är utvecklingshastigheten, så uttrycks förhållandet mellan och av likheten:

(1.14)

var är oljeutvinningen i slutet av fältutvecklingsperioden.

Utvinningshastighet av återstående utvinningsbara oljereserver:

, (1.15)

Var – ackumulerad oljeproduktion för fältet beroende på utbyggnadstiden.

Kumulativ oljeproduktion:

(1.16)

var är tiden för fältutveckling; - aktuell tid.

Nuvarande oljeutvinning eller koefficienten för val av balansreserver bestäms från uttrycket:

(1.17)

I slutet av fältutvecklingen, dvs. vid , oljeåtervinning:

(1.18)

Produktens vattenavskärning är förhållandet mellan vattenflödet och det totala flödet av olja och vatten. Denna indikator varierar över tiden från noll till ett:

(1.19)

Karaktären av förändringen i indikatorn beror på ett antal faktorer. En av de viktigaste är förhållandet mellan oljeviskositet och vattenviskositet under reservoarförhållanden µ 0:

µ 0 = µn / µtum (1,20)

Var µn Och µ in– dynamisk viskositet för olja respektive vatten.

Vid utbyggnad av fält med högviskösa oljor kan vatten förekomma i produktionen av vissa brunnar från början av deras drift. Vissa avlagringar med lågviskösa oljor utvecklas länge sedan med liten vattenhalt. Gränsvärdet mellan viskösa och lågviskösa oljor varierar från 3 till 4.

Typen av vattning av brunnar och reservoarproduktion påverkas också av reservoarens heterogenitet lager för lager (med en ökning av graden av heterogenitet reduceras den vattenfria perioden för brunnsdrift) och brunnens position perforeringsintervall i förhållande till olje-vattenkontakten.

Erfarenhet av utveckling av oljefält indikerar att med låg oljeviskositet uppnås högre oljeutvinning med lägre vattenavskärning. Följaktligen kan vattenavbrott fungera som en indirekt indikator på effektiviteten i fältutvecklingen. Om det är mer intensiv vattning av produkten jämfört med designen, kan detta fungera som en indikator på att fyndigheten täcks av vattenöversvämningsprocessen i mindre utsträckning än förväntat.

Flytande uttagshastighet– Förhållandet mellan årlig vätskeproduktion under reservoarförhållanden och utvinningsbara oljereserver, uttryckt i % per år.

Om dynamiken i utvecklingshastigheten kännetecknas av steg, sker förändringen i hastigheten för vätskeuttag över tiden enligt följande. Under det första steget upprepar vätskeval för de flesta fält praktiskt taget dynamiken i deras utvecklingshastighet. I det andra steget förblir hastigheten för vätskeuttag från vissa insättningar konstant på maximal nivå, från andra minskar den och från andra ökar den. Samma trender är ännu mer uttalade i tredje och fjärde etappen. Förändringen i hastigheten för vätskeuttag beror på olje-vattenfaktorn, flödeshastigheten för vatten som injiceras i reservoaren, reservoartryck och reservoartemperatur.

Vatten-olja faktor– förhållandet mellan de nuvarande värdena för vattenproduktion och olja vid tidpunkten för fältutveckling, mätt i m 3 /t. Denna parameter, som visar hur många volymer vatten som produceras per 1 ton producerad olja, är en indirekt indikator på utvecklingseffektivitet och börjar öka snabbt från det tredje utvecklingsstadiet. Hastigheten för dess ökning beror på hastigheten för vätskeuttag. När man utvecklar avlagringar av lågviskösa oljor når förhållandet mellan volymen producerat vatten och oljeproduktion slutligen ett, och för viskösa oljor ökar det till 5 - 8 m 3 /t och når i vissa fall 20 m 3 /t.

Förbrukning av ämnen som injiceras i formationen. Vid implementering av olika teknologier för att påverka formationen används olika medel som förbättrar förutsättningarna för att utvinna olja ur undergrunden. Vatten eller ånga, kolvätegaser eller luft, koldioxid och andra ämnen pumpas in i formationen. Injektionshastigheten för dessa ämnen och deras totala kvantitet, såväl som hastigheten för deras utvinning till ytan med brunnsproduktion, är de viktigaste tekniska indikatorerna för utvecklingsprocessen.

Reservoartryck. Under utvecklingsprocessen förändras trycket i de formationer som ingår i utvecklingsobjektet jämfört med det initiala. Dessutom kommer det att vara annorlunda i olika delar av området: nära injektionsbrunnar är det maximalt och nära produktionsbrunnar är det minimum. För att övervaka förändringar i reservoartrycket används ett vägt medelvärde över reservoarens yta eller volym. För att bestämma deras vägda medelvärden används isobarkartor konstruerade för olika tidpunkter.

Viktiga indikatorer på intensiteten av hydrodynamisk påverkan på formationen är tryck i botten av injektions- och produktionsbrunnar. Skillnaden mellan dessa värden bestämmer intensiteten av vätskeflödet i formationen.

Trycket vid produktionsbrunnarnas brunnshuvud etableras och upprätthålls utifrån kraven för att säkerställa insamling och fälttransport av brunnsprodukter.

ReservoartemperaturerA. Under utvecklingsprocessen förändras denna parameter som ett resultat av strypningseffekter i formationens zoner nära borrhålet, insprutning av kylmedel i formationen och skapandet av en rörlig förbränningsfront i den.

Frågor för självkontroll:

1. Definiera begreppet "utbyggnad av oljefält".

3. Ge exempel på hydrodynamiska samband mellan oljefält och det omgivande vattensystemet.

4. Hur fördelas trycket i en oljereservoar under dess utveckling?

OLJEFÄLTUTVECKLINGSTEKNOLOGI OCH TEKNOLOGISKA UTVECKLINGSINDIKATORER

Val av ett utvecklingssystem baserat på fyndighetens huvudsakliga geologiska och fysiska egenskaper

Grundläggande geologiska och fysiska egenskaper	Utvecklingssystem
Oljeviskositet i pl. konventionell mPa*s m n	Rörlighet µm 2 /mPa*s K/m n	Sandig formation djup Kp	Brunnsnätstäthet, ha/brunn	Brunnsplacering	Vattenöversvämningssystem
0,5-5,0	Upp till 0,1	0,5-0,65	16-32	Rad, fyrkant. 1-3 rader, 5-7 poäng.	Linjär med fokal, area
0,65-0,80	20-36	Inline, 3 rader	Linjär med fokal
mer än 0,80	24-40	Rad, 3-5 rader	Linjär med fokal
Mer än 0,1	0,5-0,65	24-40	Inline, 3 rader	Linjär med fokal
0,65- 0,80	28-40	Inline, 5 rader	Linjär med fokal
Mer än 0,80	33-49	Inline, 5 rader	Linjär med fokal
5,0-40,0	Upp till 0,1	0,5-0,55	12-24	Area, 5-7-9 poäng	Område
0,65-,80	18-28
Mer än 0,80	22-33	Rad, 3 rader. Area, 5-7-9 poäng	Linjär med fokal. Område
Mer än 0,1	0,5-0,65	16-28	Rad, 1-3 rader. Area, 5-7-9 poäng	Linjär med fokal. Område
0,65- 0,80	22-32	Rad, 1-3 rader.	Linjär med fokal
Mer än 0,80	26-36	Rad, 1-3 rader.	Linjär med fokal

Teknik för utveckling av oljefält är en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från undergrunden. I avsnitt 3 anger begreppet utvecklingssystem närvaron eller frånvaron av påverkan på formationen som en av dess avgörande faktorer. Behovet av att borra injektionsbrunnar beror på denna faktor. Tekniken för reservoarutveckling ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas. När man utformar fältutveckling är det givetvis nödvändigt att ta hänsyn till vilket system som bäst passar den valda tekniken och vilket utvecklingssystem som lättast kan uppnå de angivna indikatorerna.

Utvecklingen av varje oljefält kännetecknas av vissa tekniska indikatorer. Låt oss överväga de allmänna indikatorerna som är inneboende i all utvecklingsteknik. Dessa inkluderar följande:

Produktion olja F n är huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet, och genomsnittlig daglig produktion q n per brunn.

Typen av förändringar i tid för dessa indikatorer beror inte bara på egenskaperna hos formationen och vätskorna som mättar den, utan också på de tekniska operationer som utförs på fältet i olika utvecklingsstadier.

Vätskeextraktion Q g - total olje- och vattenproduktion per tidsenhet (år, månad). Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under en torr period av brunnsdrift. För de flesta fyndigheter börjar deras produkter förr eller senare bli vattensjuka. Från denna tidpunkt överstiger vätskeproduktionen oljeproduktionen.

I vårt land mäts olje- och vätskeproduktion i viktenheter - ton. Utomlands - i volym - m 3. I USA, Storbritannien och Kanada och ett antal andra länder - i fat, 1 fat = 159 liter, i 1 m 3 = 6,29 fat.

Flödeshastighet för olja, vatten och vätska q n, q in, q f- respektive förhållandet mellan olje-, vatten- eller vätskeproduktion och brunnens drifttid under en månad eller ett år. Den beräknas både för arbetad tid och för kalendertid. Måttenhet - t/dag*brunn.

Vatten skär - detta är förhållandet mellan producerat vatten och den totala mängden producerad vätska under en period (år, månad). Mätt i bråkdelar av enheter. Och %:

Vatten-olja faktor- förhållandet mellan producerat vatten och olja. Aktuell och ackumulerad

Gasproduktion Q d. Denna indikator beror på gasinnehållet i reservoaroljan, dess rörlighet i förhållande till rörligheten för olja i reservoaren, förhållandet mellan reservoartrycket och mättnadstrycket, närvaron av ett gaslock och fältutvecklingssystemet. Gasproduktion karakteriseras med hjälp av gasfaktorn, dvs. förhållandet mellan volymen gas som produceras från en brunn per tidsenhet, reducerad till standardförhållanden, och produktionen av avgasad olja under samma tidsenhet. Den genomsnittliga gasfaktorn, som en teknisk indikator på utvecklingen, bestäms av förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

Konsumtion av medel som injiceras i formationen (Q z) och deras utvinning tillsammans med olja (och gas). Vid implementering av olika tekniska processer För att utvinna olja och gas från undergrunden (inklusive för att upprätthålla reservoartrycket) pumpas vatten, vatten med tillsatta kemikalier, gas och andra ämnen in i reservoaren.

Huvudindikatorn som kännetecknar injektionsprocessen är kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion: ström och ackumulerad. Mätt i bråkdelar av enheter. Och %.

Vid upprättande av utvecklingsprojekt tas värdet lika med 115 % för att säkerställa förluster längs vägen av injicerat vatten och friktionsförluster.

De övervägda indikatorerna återspeglar de dynamiska egenskaperna hos processen att utvinna olja, vatten och gas. För att karakterisera utvecklingsprocessen över hela den senaste tidsperioden används en integrerad indikator - ackumulerad produktion (∑Q n, ∑Q w). Kumulativ olje- och vätskeproduktion speglar den mängd som produceras av anläggningen under en viss tidsperiod från utvecklingens början, d.v.s. från det ögonblick den första produktionsbrunnen lanserades.

Väl lager. Brunnar är huvudkomponenten i oljefältsutvecklingssystemet och tillhörande komponenter utvinns från dem. De tjänar till att få all information om fyndigheten och för att kontrollera utvecklingsprocessen. Brunnar enligt deras syfte är indelade i följande huvudgrupper: produktion, injektion, special och extra.

Brytning brunnar utgör den största delen av brunnsbeståndet. Designad för produktion av olja, gas och tillhörande komponenter.

Tryck brunnar är utformade för att injicera olika medel (vatten, gas, ånga) i reservoaren för att säkerställa en effektiv utveckling av oljefyndigheter.

Särskild brunnar är avsedda för olika sorter forskning för att studera parametrar och utvecklingstillstånd för fyndigheter. Bland dem finns två undergrupper - utvärdering och kontroll. De första borras för att bedöma olje- och gasmättnaden i formationerna. De senare är indelade i piezometriska och observationsmässiga.

Extra brunnar är uppdelade i vattenintags- och absorptionsbrunnar.

Brunnstocken för varje produktionsanläggning är i konstant rörelse. Det totala antalet produktionsbrunnar ändras: i steg I, II - ökar det, i steg III, IV - minskar det.

Antalet injektionsbrunnar ökar i takt med att vattenöversvämningssystemet utvecklas. Brunnar kan flytta från en grupp till en annan.

Urvalshastighet från NCDs. Från din geologikurs känner du till begreppet initiala utvinningsbara oljereserver (IRR). När man analyserar utvecklingen av någon anläggning används indikatorer som urvalshastigheten från NCD och graden av NCD-produktion. Utvecklingstakt Z(t), tidsvarierande t, lika med förhållandet mellan nuvarande oljeproduktion QH(t) till utvinningsbara reserver på fältet

Formeln visar att förändringen i utvecklingstakten över tid liknar förändringen i oljeproduktionen. För att karakterisera ett utvecklingssystem används ofta begreppet maximal utvecklingshastighet. Z max

Q H max - vanligtvis oljeproduktion under den andra utvecklingsperioden.

Vätskeuttagshastigheten bestäms på liknande sätt

Utvecklingstakten är ett mått på utvecklingssystemets aktivitet.

Utvecklingsgrad av initiala utvinningsbara oljereserver (IRR)- förhållandet mellan ackumulerad oljeproduktion och NCD. Dessutom kan en jämförelse av värdet av det aktuella vattenavbrottet i brunnsproduktionen med värdet av graden av reservutarmning indirekt indikera för oss om objektet utvecklas tillräckligt framgångsrikt. Vad betyder detta: om dessa indikatorer är lika kan vi prata om den korrekta utvecklingen av objektet.

Om produktionsgraden släpar efter brunnarnas vattenavskärning, är det nödvändigt att vidta åtgärder för att eliminera detta. Analys av utvecklingsindikatorer över tid kommer att göra det möjligt för oss att dra en slutsats antingen för användningen av teknik för att intensifiera oljeproduktionen, eller om den storskaliga inverkan av en viss teknik på förändrad utvecklingsdynamik.

Oljeåtervinning. Mängden oljereserver för en viss fyndighet är relaterad till graden av oljeutvinning från underjorden, vilket är förhållandet mellan den möjliga totala oljeproduktionen och balansen (geologiska) oljereserver i reservoaren.

Detta förhållande, som kallas oljeutvinning eller oljeutvinningsfaktor, har formen:

η pr - design oljeåtervinningsfaktor

η - aktuell eller faktisk oljeutvinningsfaktor

Det finns nuvarande och slutliga oljeutvinning. Under nuvarande oljeutvinning förstå förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren vid tidpunkten för reservoarutvecklingen och dess initiala reserver. Slutlig oljeåtervinning- förhållandet mellan mängden producerad olja vid slutet av utvecklingen och de initiala reserverna.

Q inv- utvinningsbara oljereserver

Q poäng- balansera oljereserver

∑Q n- ackumulerat oljeuttag

I ett idealiskt fall tenderar oljeutvinningskoefficienten att nå värdet av förskjutningskoefficienten, dvs. det värde som så mycket som möjligt kan utvinnas från en formation med specifika geologiska och fysiska egenskaper. Men eftersom processen för oljeförskjutning beror på många faktorer: reservoarens struktur och egenskaper, heterogenitet, egenskaper hos oljan som mättar den, brunnsplaceringssystem, brunnsmönster, oljeutvinning kan representeras som:

h =b ut b cool b ohv ut

Förskjutningsförhållande- förhållandet mellan mängden olja som undanträngts under långvarig intensiv spolning av porutrymmet i vilket arbetsmedlet (vatten) har trängt in i förhållande till den initiala mängden olja i samma volym. Bestäms experimentellt på kärnan.

Vattenöversvämningstäckningsfaktor- förhållandet mellan mängden olja som undanträngts från den spolade volymen av porutrymmet som injicerat eller perifert vatten passerade när det spolas till ett givet vattensnitt i brunnsproduktionen, och mängden olja som undanträngts från samma volym under dess fullständiga spolning, dvs. till mängden olja som bestäms av deplacementkoefficienten.

Reservoarsvephastighet genom förskjutningsprocessär förhållandet mellan summan av volymerna av reservoarer som täcks av processen för oljeförflyttning och den totala volymen av reservoarer som innehåller olja.

Oljeutvinningen bestäms inte bara för en formation eller ett objekt, utan också för fältet som helhet, för en grupp av fält och till och med för en oljeproducerande region och land.

Den slutliga oljeutvinningen bestäms inte bara av förmågan hos oljefältsutvecklingsteknologi, utan också av ekonomiska förhållanden.

Tryckfördelning i formationen. I processen för oljeutveckling
I oljefält förändras trycket i reservoaren ständigt. På separat
i delar av formationen kommer det att vara annorlunda. I området för injektionsbrunnar kommer det att finnas
högtryck, lågtryck i gruvområdet.

För bedömning används medel- eller areaviktat tryck. Tryck på karakteristiska punkter i formationen - vid botten av injektionsbrunnar - används som utvecklingsindikatorer. R n , vid botten av produktionsbrunnar - Rn . På utloppsledningen Rn" på urvalsraden R s" .

Det är också viktigt att fastställa tryckskillnaderna mellan bottnarna i injektions- och produktionsbrunnar som skillnaden Pn - Ps = dP .

Tryck vid produktionsbrunnars brunnshuvud. Den är satt utifrån kraven för att säkerställa insamling och transport av olja, gas och vatten från brunnshuvuden till oljefältsinstallationer.

Reservoartemperatur. Detta är en naturlig faktor. Det kan förändras på grund av insprutning av stora volymer kallt vatten i formationen eller, omvänt, ånga och hetvattenkylmedel.

Alla indikatorer som är inneboende i denna teknik för att utvinna olja från undergrunden är sammanlänkade. En förändring av vissa utvecklingsindikatorer innebär en förändring av andra.

Fältutvecklingsindikatorer

Teknologiska och teknisk-ekonomiska indikatorer för reservoarutvecklingsprocessen inkluderar den nuvarande (genomsnittliga årliga) och totala produktionen av vätska (olja och vatten), vattenavskärning av den producerade vätskan (förhållandet mellan nuvarande vattenproduktion och nuvarande produktion av vätska), den aktuella och ackumulerade vatten-oljefaktorn (förhållandet mellan vattenproduktion och produktionsolja), nuvarande och ackumulerad vatteninjektion, kompensation för injektionsutvinning (förhållandet mellan den injicerade volymen och den uttagna volymen under reservoarförhållanden), oljeutvinningsfaktor, antal av brunnar (produktion och injektion), reservoar- och bottenhålstryck, nuvarande gasfaktor, genomsnittlig flödeshastighet för produktionsbrunnar och injektionsbrunnars injektionsbrunnar, produktionskostnader, arbetsproduktivitet, kapitalinvesteringar, driftskostnader, nuvarande kostnader, försäljning minus transportkostnader och skatter , lånekrav, låneavgifter, återbetalning av lån.

Stadier av oljefältets utveckling

Förhållandet mellan årlig oljeproduktion och initiala balansreserver kännetecknar takten i fältutvecklingen.

Baserat på analysen av fältutvecklingstakten urskiljs fyra stadier (Fig. 5.1): en ökande nivå av oljeproduktion (I), en konstant nivå av oljeproduktion (II), en period av fallande oljeproduktion (III). och den sista perioden av oljeproduktion (IV).

Ett karakteristiskt drag för den första perioden är en gradvis ökning av oljeproduktionsvolymerna, på grund av den kontinuerliga driftsättningen av produktionsbrunnar från borrning. Metoden för oljeproduktion under denna period flyter, det finns inget vattenavbrott. Varaktigheten av detta skede beror på många faktorer, varav de viktigaste är: mängden utvinningsbara industriella reserver; fältets storlek och reservoartrycket; tjocklek och antal produktiva horisonter; egenskaper hos produktiva bergarter och själva oljan; tillgång till medel för fältutveckling och andra. Den första periodens varaktighet är cirka 4-6 år. Kostnaden för 1 ton olja under denna period är relativt hög på grund av byggandet av nya brunnar och fältutbyggnad.

Det andra utvecklingsstadiet kännetecknas av en konstant nivå av oljeproduktion och minimal kostnad. Under denna period överförs strömmande brunnar till den mekaniserade produktionsmetoden på grund av brunnarnas progressiva vattenavskärning. Nedgången i oljeproduktionen under denna period dämpas av idrifttagandet av nya reservbrunnar. Varaktigheten av den andra etappen beror på hastigheten för oljeuttag från fältet, mängden utvinningsbara oljereserver, vattenavbrottet i brunnsproduktionen och möjligheten att koppla andra horisonter av fältet till utvecklingen. Slutet av det andra steget kännetecknas av det faktum att ökningen av volymen av injicerat vatten för reservoartryckhållning inte har en märkbar effekt på volymen av oljeproduktion och dess nivå börjar sjunka. Oljevattenavskärningen i slutet av denna period kan nå 50%. Periodens varaktighet är ca 5-7 år. Kostnaden för oljeproduktion under denna period är den lägsta.

Ris. 5.1 Stadier i utvecklingen av en operativ anläggning

Den tredje utvecklingsperioden kännetecknas av en nedgång i oljeproduktionen och en ökning av produktionen av producerat vatten. Detta steg avslutas när 80-90 % vattensänkning uppnås. Under denna period arbetar alla brunnar med hjälp av mekaniserade utvinningsmetoder, individuella brunnar tas ur drift på grund av extremt vattenavbrott. Kostnaden för 1 ton olja under denna period börjar öka på grund av konstruktion och driftsättning av oljeuttorknings- och avsaltningsanläggningar. Under denna period vidtas huvudsakliga åtgärder för att öka brunnsproduktionstakten. Längden på denna period är 4-6 år.

Det fjärde utvecklingsstadiet kännetecknas av stora volymer formationsvattenproduktion och små volymer oljeproduktion. Vattenskärningen av produkten når 90-95% eller mer. Kostnaden för oljeproduktion under denna period ökar till gränserna för lönsamheten. Denna period är den längsta och varar 15-20 år.

I allmänhet kan vi dra slutsatsen att den totala varaktigheten av utvecklingen av ett oljefält är 40-50 år från början till slutlig lönsamhet. Bruket att utveckla oljefält bekräftar generellt denna slutsats.

Utveckling av olja och gasfält? en uppsättning verk för att utvinna oljevätska från reservoaren. Den utvunna oljan och tillhörande gas på ytan är föremål för primär bearbetning. Ett oljefält sätts i utveckling på grundval av ett försöksprojekt, ett tekniskt system för industriell eller pilotindustriell utveckling eller ett utvecklingsprojekt. I utvecklingsprojektet, baserat på prospekterings- och provdriftsdata, bestäms villkoren under vilka fältet kommer att exploateras: dess geologisk struktur, reservoaregenskaper hos bergarter, fysikaliska och kemiska egenskaper hos vätskor, mättnad av bergarter med vatten, gas, olja, reservoartryck, temperatur etc. Baserat på dessa data, med hjälp av hydrodynamiska beräkningar, upprättas tekniska indikatorer för reservoardrift för olika alternativ för utvecklingssystemet, och en ekonomisk bedömning görs alternativ och välja det bästa.

Utvecklingssystem inkluderar: identifiering av utvecklingsobjekt, sekvensen av att sätta objekt i utveckling, hastigheten för borrning av fält, metoder för att påverka produktiva formationer för att maximera oljeutvinningen; antal, förhållande, plats och ordning för idrifttagning av produktions-, injektions-, kontroll- och reservbrunnar; deras driftläge; metoder för att reglera utvecklingsprocesser; säkerhetsåtgärder miljö. Förbestämmer det utvecklingssystem som används för ett visst område de tekniska och ekonomiska indikatorerna? brunnsflödeshastighet, dess förändring över tid, oljeutvinningsfaktor, kapitalinvesteringar, kostnad för 1 ton olja, etc. Ett rationellt system för att utveckla oljefält säkerställer en given nivå av oljeproduktion och tillhörande gasproduktion med optimala tekniska och ekonomiska indikatorer, och effektivt miljöskydd.

De viktigaste parametrarna som kännetecknar utvecklingssystemet: förhållandet mellan fältets oljeförande område och antalet alla injektions- och produktionsbrunnar (brunnens nätdensitet), förhållandet mellan fältets utvinningsbara oljereserver och antalet brunnar? utvinningsbara reserver per brunn (effektivitet i utvecklingssystemet), förhållandet mellan antalet injektionsbrunnar och antalet produktionsbrunnar (reservproduktionsintensitet); förhållandet mellan antalet reservbrunnar som borrats efter att fältet sattes i utbyggnad för att mer fullständigt kunna utvinna olja (tillförlitligheten hos utbyggnadssystemet).

Utvecklingssystemet kännetecknas också av geometriska parametrar: avståndet mellan brunnar och rader av brunnar, bredden på remsan mellan injektionsbrunnar (med block-rad utvecklingssystem), etc.

I ett utvecklingssystem utan att påverka reservoaren med en lågt rörlig oljebärande kontur, används ett enhetligt fyrkantigt (fyrapunkts) eller triangulärt (trepunkts) arrangemang av produktionsbrunnar; med rörliga oljebärande konturer tar placeringen av brunnar hänsyn till formen på dessa konturer. System för att utveckla oljefält utan att påverka reservoaren används sällan i Ryssland för det mesta, fältet är utvecklat med vattenöversvämningar. Den mest använda är översvämning i blockrad i krets. Även översvämningssystem skapas med ett avstånd mellan brunnar på 400-800 m.

Tillsammans med att välja ett utvecklingssystem stor betydelse har ett val av effektiv utvecklingsteknik. Systemet och tekniken är i princip oberoende; Olika utvecklingstekniker används för samma system.

Huvudsakliga tekniska indikatorer för utvecklingsprocessen: nuvarande och ackumulerad produktion av olja, vatten, vätskor; utvecklingshastighet, vattenavbrott i brunnsproduktion, reservoartryck och temperatur, såväl som dessa parametrar vid karakteristiska punkter i formationen och brunnen (vid botten och brunnshuvudet, vid gränserna för element, etc.); gasfaktor i enskilda brunnar och i fältet som helhet. Dessa indikatorer förändras över tiden beroende på formationsregimerna (naturen hos uppkomsten av in-situ krafter som flyttar olja till botten av brunnarna) och utvecklingsteknik. En viktig indikator på utvecklingen av oljefält och effektiviteten hos den använda tekniken är det nuvarande och slutliga värdet av oljeutvinningen. Långsiktig utveckling av oljefält under elastiska förhållanden är endast möjlig i vissa fall, eftersom Vanligtvis sjunker reservoartrycket under utveckling och en upplöst gasregim uppträder i reservoaren.

Den slutliga oljeåtervinningsfaktorn under utveckling i detta läge är liten, och når sällan (med god formningspermeabilitet och låg oljeviskositet) ett värde på 0,30-0,35. Med användning av vattenöversvämningsteknik ökar den slutliga oljeutvinningsfaktorn till 0,55-0,6 (i genomsnitt 0,45-0,5). Med ökad oljeviskositet (20-50*10 -3 Pa*s) överstiger den inte 0,3-0,35, och med oljeviskositet över 100*10 -3 Pa*s? 0,1.

Vattenöversvämning under dessa förhållanden blir ineffektiv. För att öka det slutliga värdet av oljeutvinningsfaktorn används tekniker baserade på fysikalisk-kemiska och termiska metoder för att påverka bildningen.

Fysikalisk-kemiska metoder använder oljeförskjutning med lösningsmedel, högtrycksgas, ytaktiva ämnen, polymer- och micellära polymerlösningar, lösningar av syror och alkalier.

Användningen av dessa teknologier gör det möjligt att minska spänningen vid kontakten "olja - förträngande vätska", eller eliminera den (förskjutning av olja med lösningsmedel), förbättra vätbarheten av stenar med den förskjutande vätskan, förtjocka den undanträngande vätskan och därigenom minska förhållandet mellan oljans viskositet och vätskeviskositeten, vilket gör processen att ersätta olja från formationer mer stabil och effektiv.

Fysikalisk-kemiska metoder för att påverka bildningen ökar oljeutvinningen med 3-5% (ytaktiva ämnen), med 10-15% (polymer och micellär översvämning), med 15-20% (koldioxid). Användningen av oljeförträngningsmetoder med lösningsmedel gör det teoretiskt möjligt att uppnå fullständig oljeutvinning.

Pilotarbetet visade dock på ett antal svårigheter praktiskt genomförande dessa metoder för oljeutvinning: sorption av ytaktiva ämnen av det porösa mediet i reservoarer, ändring av deras koncentration, separation av sammansättningar av ämnen (micellär polymer översvämning), extraktion av endast lätta kolväten (koldioxid), minskning av svepfaktorn (lösningsmedel och hög -tryckgas), etc.

Utvecklas också forskning inom området termokemiska metoder för att utvinna olja under kombinerad inverkan av värme och kemiska reagenser på formationen? termo-alkalisk, termopolymer översvämning, användning av katalysatorer för in-situ-reaktioner etc. Möjligheterna att öka oljeutvinningen från formationer undersöks genom att påverka dem med biokemiska metoder baserade på införande av bakterier i oljereservoaren, som ett resultat av vars vitala aktivitetsämnen bildas som förbättrar fluiditeten och underlättar oljeåtervinningen.

Det finns 4 perioder i utvecklingen av oljefält: ökande, konstant, kraftigt minskande och långsamt minskande oljeproduktion (sena skedet).

I alla skeden av oljefältsutvecklingen utförs kontroll, analys och reglering av utvecklingsprocessen utan att ändra utvecklingssystemet eller med dess partiella förändring. Att reglera processen för att utveckla oljefält gör det möjligt att öka effektiviteten i oljeförskjutningen.

Genom att påverka fyndigheten förstärks eller försvagas filtreringsflödena, deras riktning ändras, vilket resulterar i att tidigare odränerade områden av fältet dras in i utveckling och oljeuttagshastigheten ökar, produktionen av tillhörande vatten minskar och den slutliga oljan återhämtningsfaktorn ökar.

SYSTEMUTVECKLING inlåning, som tidigare nämnts. bör kallas en uppsättning sammanhängande tekniska lösningar som säkerställer hög slutlig oljeutvinning. Utvecklingsteknik för oljefält är en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från underytan. Teknik för utveckling av reservoarer ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas.

Fältutveckling kännetecknas av användningen av olika kategorier av brunnar och vissa utvecklingsindikatorer.

Baserat på deras syfte delas brunnar in i följande kategorier: prospektering, prospektering och produktion.

Sökmotorer brunnar borras för att söka efter nya olje- och gasfyndigheter.

Utforskning brunnar; borrning i områden med etablerad industriell olje- och gaspotential för att göra en uppskattning av olje- och gasreserver, samla in initiala data för att utarbeta ett projekt (schema) för utveckling av en fyndighet (fält).

Operativ brunnar är uppdelade i produktions- och injektionsbrunnar. speciell och extra.

Brytning(olja och gas) brunnar är utformade för att utvinna olja, olja och naturgas och tillhörande komponenter från fyndigheter.

Injektion: brunnarär utformade för att påverka produktiva formationer genom att injicera vatten, ånggas och andra arbetsämnen i dem för att säkerställa en effektiv utveckling av avlagringar. Vissa injektionsbrunnar kan tillfälligt användas som produktionsbrunnar.

Reservere brunnar tillhandahålls i syfte att involvera i utvecklingen av individuella linser, nypa ut zoner i stillastående zoner, som inte är involverade i utvecklingen av brunnar i huvudbeståndet.

Särskild brunnar är utformade för att utföra olika typer av forskning för att studera parametrar och tillstånd för utveckling av fyndigheter. Bland dem finns två undergrupper – utvärdering och kontroll. De första borras för att bedöma olje- och gasmättnaden i formationerna. De senare är indelade i piezometriska och observationsmässiga. Piezometriska brunnar är utformade för att övervaka förändringar i formationens tryck i formationen. Observationsbrunnar för övervakning av förändringar i vatten-oljekontakt, gas-oljekontakt, olje- och gasvattenmättnad av formationen.

Extra brunnar är uppdelade i vattenintags- och absorptionsbrunnar.

Vattenintag Designad för vattenförsörjning under borrning och för system för underhåll av reservoartryck.

Absorberande designad för att pumpa producerat vatten till absorptionshorisonter.

Utöver ovanstående kan olje- och gasproducerande företag ha malpåse brunnar på sina balansräkningar.

TILL bevarad Dessa inkluderar brunnar som inte är i drift på fältet på grund av att de är olämpliga eller omöjliga att driva dem under en given period.

Brunnstocken för varje produktionsanläggning är i konstant rörelse. Antalet injektionsbrunnar ökar i takt med att vattenöversvämningssystemet utvecklas. Brunnar kan flytta från en grupp till en annan.

Påtergesoch utvecklingen:

OLJEPRODUKTION- Qn är huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet, och den genomsnittliga dagliga produktionen Qns per brunn.

Oljeproduktionen i vårt land mäts i viktenheter - ton. Utomlands i USA, Storbritannien, Kanada och andra på fat.

1 fat – 159 liter 1m 3 – 6,29 fat.

Vätskeextraktion-Qzh är den totala produktionen av olja och vatten per tidsenhet. Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under någon torr period av brunnsdrift. Vid ett visst utvecklingsstadium börjar vatten strömma från reservoaren tillsammans med olja och gas.

Vätskeproduktion är den totala produktionen av olja och vatten

F OCH = F H + F I

Gasproduktion Qg. . Gasproduktion Under drift produceras så kallad tillhörande gas tillsammans med olja. Gasproduktionen beror på gasinnehållet i reservoaroljan och kännetecknas av gasfaktorn.

Gasfaktorn är volymen producerad gas, reducerad till standardförhållanden, per ton olja.

= m3/t

Den genomsnittliga gasfaktorn är förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

Kumulativ produktion olja speglar mängden olja som produceras av anläggningen under en viss tidsperiod från början av utvecklingen, Kumulativ oljeproduktion

, (1.8)

Var - fältutvecklingstid; -aktuell tid.

Den ackumulerade produktionen kan bara öka.

Förutom de övervägda absoluta indikatorerna används också relativa, vilket karakteriserar processen att utvinna reservoarprodukter som en andel av oljereserverna.

Oljeåtervinning

Detta är förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren och dess ursprungliga reserver i reservoaren. Det finns nuvarande och slutliga oljeutvinning.

Aktuell oljeåtervinning uttrycker förhållandet mellan ackumulerad oljeproduktion under en given driftsperiod för ett fält och dess geologiska reserver

Slutlig oljeåtervinningär förhållandet mellan fältets utvinningsbara reserver och de geologiska

Den slutliga oljeutvinningen kännetecknar i slutändan kvaliteten och effektiviteten i utvecklingen av ett givet fält.

Oljeutvinning uttrycks i bråkdelar av enheter.

Utvecklingstakt
- Förhållandet mellan årlig oljeproduktion och utvinningsbara reserver, uttryckt i procent.

Produktens vattenavskärning - förhållandet mellan vattenflödet och det totala flödet av olja och vatten. Denna indikator varierar över tiden från noll till ett:

. (1.21)

Typen av förändring i indikatorn beror på ett antal faktorer. En av de viktigaste är förhållandet mellan oljeviskositet och vattenviskositet under reservoarförhållanden :

Var Och - dynamisk viskositet för olja respektive vatten.

Vid utbyggnad av fält med högviskösa oljor kan vatten förekomma i produktionen av vissa brunnar från början av deras drift. Vissa avlagringar med lågviskösa oljor har utvecklats under lång tid med obetydlig vattenavskärning. Gränsvärde mellan viskösa och lågviskösa oljor varierar från 3 till 4.

Vatten-olja faktor- förhållandet mellan de nuvarande värdena för vattenproduktion och olja vid tidpunkten för fältutveckling, mätt i
. Denna parameter, som visar hur många volymer vatten som produceras per 1 ton producerad olja, är en indirekt indikator på utvecklingseffektivitet. Hastigheten för dess ökning beror på hastigheten för vätskeuttag. När man utvecklar avlagringar av lågviskösa oljor når förhållandet mellan volymen producerat vatten och oljeproduktion slutligen ett, och för viskösa oljor ökar det till 5 - 8 m 3 /t och når i vissa fall 20 m 3 /t.

Förbrukning av ämnen som injiceras i formationen. Vid implementering av olika teknologier för att påverka formationen används olika medel som förbättrar förutsättningarna för att utvinna olja ur undergrunden. Vatten eller ånga, kolvätegaser eller luft, koldioxid och andra ämnen pumpas in i formationen.

Reservoartryck. Under utvecklingsprocessen förändras trycket i de formationer som ingår i utvecklingsobjektet jämfört med det initiala. Dessutom kommer det att vara annorlunda i olika delar av området: nära injektionsbrunnar är det maximalt och nära produktionsbrunnar är det minimum. För att övervaka förändringar i reservoartrycket används ett vägt medelvärde över reservoarens yta eller volym. Viktiga indikatorer på intensiteten av hydrodynamisk påverkan på formationen är tryck i botten av injektions- och produktionsbrunnar. Skillnaden mellan dessa värden bestämmer intensiteten av vätskeflödet i formationen.

Trycket vid produktionsbrunnarnas brunnshuvud etableras och upprätthålls utifrån kraven för att säkerställa insamling och fälttransport av brunnsprodukter.

Reservoartemperatur. Under utvecklingsprocessen förändras denna parameter som ett resultat av strypningseffekter i formationens zoner nära borrhålet, insprutning av kylmedel i formationen och skapandet av en rörlig förbränningsfront i den.

Det bör noteras att alla indikatorer som är inneboende i denna teknik för att utvinna olja och gas från undergrunden under ett givet fältutvecklingssystem är sammankopplade. En förändring av vissa indikatorer kan leda till en förändring av andra. Om några av indikatorerna specificeras måste andra beräknas.