Стадии разработки. Динамика покозателей на каждой стадии

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

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

Рис. 5. Типовая динамика темпа добычи нефти Т_дн, жидкости Т_дж и обводненности продукции n_впри водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

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

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:

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

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

- резким снижением пластового давления;

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

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

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

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:

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

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

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

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

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи — 10 ¸ 15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

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

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

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

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

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

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

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

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

-

-Четвертая стадия - завершающая — характеризуется:

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

- большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³);

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

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

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

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

МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА — один из методов подсчета запасов нефти, основан на изучении изменения физ. параметров жидкости игаза, содер. в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Являетсядинамическим, и его применение требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки(систематические замеры пластовых давлений в скважинах глубинными манометрами, учет точного отборанефти, газа и воды, исследования кернов и глубинных проб нефти).

1. Метод материального баланса и его возможности

Уравнение материального баланса (УМБ) утверждает известный фундаментальный принцип – в природе не существует пустоты. Поэтому при динамике флюидов в коллекторе должен соблюдаться баланс начальных объемов (или масс) и текущих с учетом проишедших процессов и физических явлений (количество добытых, закачанных, внедрившихся в пласт флюидов с учетом их свойств и состояния при изменении термобарических условий).

Естественно, точность ММБ зависит от качества и уровня информативности при решении конкретной задачи. Кроме того, метод материального баланса рассматривает нефтегазовую залежь и законтурную область как единую гидродинамическую систему. Поэтому ММБ не может учитывать особенности геологического строения рассматриваемого объекта разработки. В ряде случаев ММБ может использовать для отдельных блоков (при блоковой системе разработки), тупиковых зон, т.е. в тех случаях, когда рассматриваемый объект можно с определенной степенью допущения принимать как гидродинамически изолированный.

Таким образом, главной особенностью ММБ является то, что он рассматривает объект разработки в целом, без учета его геометрической формы.

Метод материального баланса позволяет решать достаточно большой круг практических инженерных задач разработки нефтегазовых залежей, а именно:

1. оценка начальных запасов углеводородов в залежи при сложных геологических и термобарических условиях. Для ее решения необходимо иметь в распоряжении показатели разработки месторождения в динамике и зависимость физических свойств нефти, газа, воды и породы от термобарических условий;

2. выявление наличия газовой шапки в залежи;

3. определение размеров газовой шапки;

4. установления факта внедрения в залежь законтурной воды и оценка скорости ее продвижения по пласту;

5. расчет показателей разработки залежей в трещинных коллекторах;

6. прогнозирование показателей разработки месторождений на поздней стадии;

7. расчет показателей разработки залежей при режиме растворенного газа;

8. определение составляющих механизма нефтеотдачи и их количественная оценка.

Поскольку уравнение материального баланса позволяет решать как прямую, так и обратную задачи, то в качестве выходного параметра могут быть либо начальные запасы нефти в залежи, либо величина пластового давления, либо программа технологических процессов для повышения степени нефтегазоизвлечения. Однако основными задачами ММБ все же являются определение начальных запасов нефти и прогнозирование показателей разработки при реализации метода поддержания пластового давления (ППД) с использованием воды или газа.

Литература

1. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с.

2. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. - М: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с.

3. Коротаев Ю.П., Закиров СМ. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1981.

4. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.- М.: Недра, 1992.

5. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

6. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М.: Недра, 1990.

7. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. - М.: Недра, 1996.