Характеристика основных показателей разработки месторождений. Технологические показатели разработки нефтяных месторождений

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (?Q н), т;

Накопленная добыча жидкости (?Q ж), т;

Накопленная закачка воды (?Q зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Дпер=365К (5.1)

Д пер = 3650,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1.

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2.

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.

Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

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.

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (q t , т/год) - добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q t ,) , количество добывающих 2 - (n tд ) и нагнетательных скважин 3 - (n tн ) можно определить по формулам [ 9 ]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Где t – порядковый номер расчётного года (t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 – амплитудная добыча нефти за 10 год; e =2,718 – основание натуральных логарифмов; Q ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n 0д и n 0н - количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T - средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (q t ) к начальным извлекаемым запасам (Q низ ), %:

t низ = q t / Q низ (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти t оиз , % - от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи (q t ) к остаточным извлекаемым запасам (Q оиз ) - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

t оиз = q t / Q оиз (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q нак - сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С Q = Q нак / Q низ (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти (КИН ) или коэффициент нефтиеотдачи - отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Q нак / Q бал (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки Q ж – сумма годовых отборов жидкости (q ж ) на текущий год, тыс т:

Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +……..+q жn-1 +q жn (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W , – отношение годовой добычи воды (q в ) к годовой добыче жидкости (q ж ), %:

W = q в / q ж (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки - сумма годовых значений закачки воды (q зак ) на конец отчетного года,тыс.м 3:

Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 +……….+ q зак n-1 + q зак n (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

К г = q зак / q ж (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

К нак = Q зак / Q ж (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г ф ), млн.м 3:

q газ = q t . Г ф (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м 3:

Q газа = q газ1 + q газ2 + q газ3 +……….+ q газ n-1 + q газ n (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (n доб ) и количеству дней в году (Т г ), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (К э.д ), т/сут:

q скв.д. = q t / n доб Т г К э.д , (3.25)

где К э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин,т/сут:

q скв.ж. = q ж / n доб Т г К э.д, (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n наг ) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (К э.н ), м 3 /сут:

q скв.н. = q зак / n наг Т г К э.н, (3.27)

где К э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К нак менее 120%, т.е Р пл t ≤ Р пл н ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р пл t = Р пл н ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р пл t ≥ Р пл н .

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений
1. Годовая добыча нефти (Q н , тыс. т).
2. Годовая добыча газа (Q г , тыс. м 3).
3. Годовая добыча жидкости (Q ж , тыс. м 3).
4. Обводненность W (массовая и объемная) Q в / Q ж
5. Накопленная добыча нефти (∑Q н ) (с самого начала разработки на 1 января).
6. Накопленная добыча воды.
7. Накопленная добыча жидкости.
8. Газовый фактор (G — на поверхности, м 3 /м 3).
9. Годовая закачка агента (Q зак , тыс. м 3).
10. Суммарная закачка(∑Q зак ).
11. Фонд добывающих скважин (n д).
12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Q зак / Q жид , (%)
14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q зак / ∑Q жид
15. Дебит скважины по нефти: q н = Q н / (365α) , где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
16. Дебит скважины по жидкости.
17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Q в / Q н ;
    водожидкостный фактор: ВЖФ = Q в / Q ж
18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Q извл / Q баланс ;
    текущий КИН: КИН тек = Q н / Q баланс ;
    проектный КИН: КИН проект = Q низ / Q баланс ;
    конечный КИН: КИН конечн = ∑Q н / Q баланс .
    Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
    К нефт = K охв · K выт · K зав,
    где K выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
    K охв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
    K зав – коэффициент заводнения месторождения.
    Коэффициентом вытеснения (K выт ) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
    K выт = V нн / V в ,
    где V нн – начальный объем нефти;
    V в – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
    K выт = 0,0366 · ln(K пр / μ н) + 0,7383 ;
    0,05 < K пр < 3,190 ; 1,02 < μ н < 77,3
    Коэффициент охвата пласта воздействием (K охв ) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
    K охв = V пп / V п ,
    где V пп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
    V п – начальный нефтесодержащий объём залежи.
    Коэффициент заводнения (K зав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
    K зав = K 1 · K 2 · K 3 · K 4 · K 5 ,
    где K 1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
    K 2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
    K 3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
    K 4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
    K 5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
    КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
    КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Q н / Q низ
20. Темп отбора: T = Q н / Q низ

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий , растворённого газа и газонапорный (или газовой шапки ).

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счёт упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объёма со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным .

Извлечение нефти при режиме растворённого газа происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворённого в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворённого газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную ). В результате этого в пласте создается газонапорный режим (или режим газовой шапки ).

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего её извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным .

Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов , применяемых для извлечения нефти из недр . В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих её 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.

1 . Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки . Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии (рисунок 3.21). На первой стадии (участок I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растёт, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строи-тельных подразделений.

Вторая стадия (участок II) характеризуется максимальной добычей 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.

Третья стадия (участок III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвёртой стадии (участок IV) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное её нарастание. Четвёртую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки . Следует ещё раз отметить, что

Рисунок 3.21 – Зависимость q н , q ж от t : 1, 2 – добыча соответственно нефти q н и жидкости q ж

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 неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвёртой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

2 . Темп разработки месторождения z(t) , изменяющийся во времени t , равный отношению текущей добычи нефти q н (t) к извлекаемым запасам месторождения N :

Извлекаемые запасы месторождения определяются по следующей формуле:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени , заканчивается в момент t к , к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N . Тогда

При расчётах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

поскольку при .

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N э кр , темпом разработки элемента системы z(t) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию v(t) . Используя (3.11) и (3.12), получим

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

где h к – конечная нефтеотдача.

Используя (3.17), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

Используя (3.12), (3.17) и (3.18), получаем несколько измененную величину темпа разработки:

Часть используется понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q н (t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти N ост (t) месторождения, т.е.

Для N ост (t) имеем следующее выражение:

Продифференцировав выражение (3.20) с учётом (3.21), имеем

Учитывая, что , , , получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

Если зависимость выразить аналитически, то, подставив её в (3.23), получим .

3 . Добыча жидкости из месторождения . При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворённым в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды . На рисунке 3.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти q н и жидкостиq ж :

где q в – добыча воды.

Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти . На третьей и четвёртой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4 . Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте . Различают текущую и конечную нефтеотдачу .

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным её запасам:

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным её запасам в конце разработки пласта:

Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени. На рисунке 3.22 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи h от времени t . Если t к –момент окончания разработки пласта, h к – конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным её геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей – отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Рисунок 3.22 – Зависимость текущей нефтеотдачи h от времени t

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы , связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта , и факторы , характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку . Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

где h 1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта; h 2 – коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина h 1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлечённой в разработку. Величина h 2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.

5 . Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения р нас , насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе , т.е. отношении объёма добываемого из скважины газа , приведенного к стандартным условиям , к добыче в единицу времени дегазированной нефти . В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения .

6 . Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом . При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.

7 . Распределение давления в пласте . В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным; оно изменяется в зависимости от режимов отбора нефти и закачки агентов в пласты. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин – пониженное (воронки депрессии ). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объёму пластовое давление . Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление рассчитывается по следующей формуле:

где – давление в точке с координатами в момент времени t .

В формуле (3.28) интеграл берётся по площади S месторождения.

При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта – на забоях нагнетательных скважин р н , на линиях или контурах нагнетания , на линиях или контурах отбора и в добывающих скважинах р с (рисунок 3.23). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8 . Давление на устье р у добывающих скважин . Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9 . Распределение скважин по способам подъёма жидкости с забоя на дневную поверхность (фонтанный , компрессорный , глубинно-насосный ). Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия

Рисунок 3.23 – Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 – нагнетательная скважина; 2 – давление р н ; 3 – давление ; 4 – эпюра пластового давления; 5 – давление р у ; 6 – добывающая скважина; 7 – давление ; 8 – давление р с ; 9 – пласт

нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении р у в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъёма жидкости с забоя.

10 . Пластовая температура . В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрипластового горения – определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т.д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчётной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

§ 3.5 Основное содержание проектных документов и стадийность