Стадии разработки месторождений

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи. Стадия — это период процесса разработки, характеризующийся определенным зако­номерным изменением технологических и технико-экономиче­ских показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки месторождения понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости п_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 (рис. 1.3). Графики по­строены в зависимости от безразмерного времени т, представ­ляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 1.3. Типовая динамика темпа до­бычи нефти Т_дн жидкости Т_дж и

обводненности продукции n_в при во­донапорном режиме с выделением

стадий разработки: I — освоение эксплуатационного объекта;

II — поддержание высокого уровня добычи нефти;

II — значительное снижение до­бычи нефти; IV — завершающая

Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — ха­рактеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимального 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 (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет);

небольшой обводненностью продукции п_в (обводненность продукции достигает 3—4 % при вязкости нефти не более 5 мПа-с и 35 % при повышенной вязкости)

достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи г\ (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 Г_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 п_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 ц, составляющим к концу стадии 30—50 %, а для месторождений с “пикой” до­бычи— 10—15%.

Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидко­сти. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого на­чинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение до­бычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Про­должительность стадии зависит от максимального уровня до­бычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке пере­гиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, кото­рая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжаю­щийся иногда рост темпа добычи жидкости Г_дж (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам нефти).

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 п_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 т) 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_лн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности л_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 (в среднем около 1 %);

большими темпами отбора жидкости Т_яж (средние темпы от­бора жидкости составляют 3—8 и даже 20%; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с мало­вязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с неф­тями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные 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 ности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.