Стадии разработки залежей нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 18Следующая ⇒

При разработке нефтяного месторождения (залежи) выделяют несколько временных стадий. Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта; она характеризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уровня, увеличением действующего фонда скважин (до 0, 6…0, 8 от максимального); снижением пластового давления, незначительной обводненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – до 4-5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторону ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об окончании первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой стадии может достигать 10%.

Вторая стадия соответствует наиболее высокому текущему уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого времени (от 1 – 2 до 5 – 7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основном – за счет резервных скважин). Обводненность продукции увеличивается с темпом от 2 – 3 до 5 – 7% в год. Основная часть фонтанирующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию. Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начинается освоение системы поддержания пластового давления. Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации. Коэффициент нефтеизвлечения достигает 10…20%, а для залежей с длительной по времени «полкой» - до 25 – 35%. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом обводненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента времени начинает постепенно уменьшаться.

Начало третьей стадии соответствует существенному росту темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75…85%. В полном объёме функционирует система поддержания пластового давления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода части скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих скважин из эксплуатации по причине их высокой обводненённости или неудовлетворительного технического состояния. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Продолжительность стадии достигает 10-15 лет и более, коэффициент нефтеизвлечения увеличивается до 10…20% при высоковязкой и 40…50% - при маловязкой нефти.

Четвертая (завершающая) стадия характеризуется медленным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около 1% в год от начальных извлекаемых запасов - НИЗ), высокой обводненностью (более 80%) и медленным ростом ее во времени, существенным уменьшением фонда действующих скважин; продолжительность стадии относительно велика и сопоставима с продолжительностью первых трех стадий, достигая 20 и более лет; отключение добывающих скважин происходит при 98 – 99%-ой обводненности; нефтеотдача при эффективной разработке залежей достигает проектной или приближается к ней (обычно скорректированной на заключительных стадиях по величине НИЗ и коэффициенту нефтеотдачи); в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15…25% извлекаемых запасов нефти.

Примерная характеристика показателей разработки приведена в табл.3.1.

График разработки нефтяного месторождения показан на рис 3.5, где можно выделить окончание первой стадии – 1975 год, второй стадии -1977 год, третьей – 1984-1985 гг и остальное время – четвёртая стадия.

Приведенные при описании стадий значения показателей (темпы добычи нефти, коэффициенты нефтеизвлечения и др.) могут существенно изменяться при разработке трещиновато-кавернозных и трещиновато-пористых пластов.

Таблица 3.1.

Примерная характеристика показателей разработки

нефтяного месторождения на конец стадии

Наименование показателей	Единицы измерения	Стадии разработки

Годовой темп отбора нефти	%	0, 5			0, 05
Среднегодовая обводнённость	%
Отбор от извлекаемых запасов	%
Годовой темп отбора жидкости	%
Нефтеотдача	Доли един.	0, 05	0, 1	0, 4	0, 5
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой воды	%
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды	%
Продолжительность стадии	лет		5-10

Рис 3.5 График разработки нефтяного месторождения

Понятие о рациональной системе разработки

Залежей нефти

Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (оптимальных) материальных, трудовых и финансовых затратах. При заданной добыче нефти по залежи одна какая-то система не может обеспечить минимальные народно-хозяйственные издержки на единицу добычи нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти. Большое значение имеют данные исследования по взаимодействию скважин. От правильного решения вопроса взаимодействии скважин зависит выбор рациональной системы разработки.

Определяется такая система совокупностью многих факторов: системой размещения и плотностью сетки скважин; взаимным расположением нагнетательных и добывающих скважин; расстоянием между скважинами и рядами; уровнями добычи нефти и жидкости; текущим и конечным коэффициентами нефтеотдачи; темпами разработки; текущей и предельной обводнённостью продукции; выводом скважин из эксплуатации и переносом фронта нагнетания воды; вводом и расположением резервных скважин; режимами работы залежи и способами эксплуатации скважин, регулированием процесса разработки, применением методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Рациональная система разработки должна обеспечивать возможность длительной эксплуатации обводнённых скважин с различными дебитами на разных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводнёнными скважинами. Каждый участок залежи должны разрабатывать и извлекать запасы теми скважинами, которые на нем расположены. Перенос фронта нагнетания возможен, но только после полного завершения разработки обводняющейся части залежи. Форсированный отбор жидкости из неоднородных пластов должен проводиться в основном скважинами того участка, на котором они расположены.

К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;

б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;

в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;

д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);

е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒