Нефтяные залежи с краевыми водами

Промысловая классификация вод

Детальное изучение подземных вод месторождений позволяет определить типы выносимых вод, интервалы их залегания, изолиро­вать водоносные пласты, прогнозировать внедрение вод в залежь, определять направление водного потока.

Кроме того, газовая составляющая подземных вод является наи­более надежным гидрогеологическим поисковым показателем при поиске и разведке месторождений нефти и газа. Этими вопросами как и многими другими занимается нефтегазопромысловая гидрогеология — раздел гидрогеологии, включающий вопросы гидрогео­логических наблюдений и исследований при разработке нефтяных и газовых месторождений для решения таких задач, как обводнение залежи, передвижение флюидных контактов, определение гидроди­намической связи между залежами и окружающими их водами, опре­деление режима залежи, максимального извлечения первоначальных запасов нефти и газа и др.

В нефтегазопромысловой гидрогеологии пользуются, как пра­вило, промысловой классификацией подземных вод.

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений весьма раз­нообразны. Среди них встречаются пресные (редко), слабосоленые, соленые и рассолы.

Воды нефтяных и газовых месторождений содержат ингредиенты ионного и газового составов, органическое вещество и различные группы бактерий, для большинства из них характерно отсутствие сульфат-иона или его малое содержание.

По условиям залегания подземные воды нефтегазовых месторож­дений подразделяются на грунтовые, пластовые напорные, тектони­ческие, связанные, карстовые, воды криолитозоны и техногенные. Подземные воды месторождений заполняют в капельно-жидком состоянии пористые, трещиноватые и проницаемые породы, при­нимают участие в строении нефтяного или газового месторождения и прилегающих участков земной коры. Водоносные горизонты от­делены друг от друга непроницаемыми слоями.

Воды, находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях, в промысловых условиях классифицируются по их пространственно- геологическому отношению к залежам, которые служат эксплуата­ционными объектами (по Г.М. Сухареву) на несколько классов, рас­смотренных ниже (рисунок ниже):

Схема залегания подземных вод нефтегазового месторождения

1 — фунтовая вода; 2 — нефтяной пласт с верхней контурной водой; 3 — нефтяной пласт; 4 — нефтяной пласт с пропластками промежуточной воды; 5 — пласт, на­сыщенный водой; 6 — нефтяной пласт с подошвенной водой; 7 — тектоническая вода; 8 — тектоническое нарушение

1. контурные (нижние краевые) — воды, залегающие в пони­женных участках нефтяных пластов и очень часто подпира­ющие нефтяную или газовую залежь со стороны контура нефтенос­ности;
2. верхние контурные (верхние краевые) — воды, встречающиеся в тех случаях, когда нефтеносная часть пласта выведена на поверх­ность (моноклинали, разрушенные своды антиклиналей и др.). Вы­веденные на дневную поверхность нефтяные пласты иногда запол­няются водами атмосферных осадков и поверхностными водами (верхними краевыми водами);
3. подошвенные — воды, залегающие в самой нижней части пластов и распределенные практически по всей площади структуры, включая ее сводовую часть. В процессе эксплуатации залежи при значительных отборах флюида из скважин, расположенных на своде антиклинали, довольно часто контурные воды подтягиваются по по­дошве нефтяного или газового пласта на свод антиклинали. В этом случае образуются искусственно созданные подошвенные воды;
4. промежуточные (внутризалежные) — воды, насыщающие пропластки различной мощности, содержащиеся в нефтяном или газо­носном пласте; если нефтяной или газовый пласт состоит из мно­жества пропластков и контуры нефтегазоносности их различны и не совпадают друг с другом, то вода, приуроченная к одному из таких пропластков с наименьшим контуром нефтегазоносности, тоже может быть отнесена к промежуточной;
5. верхние воды, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим выше нефтегазоносного пласта;
6. нижние воды, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим ниже нефтегазоносного пласта независимо от того, откуда они проникли в пласт;
7. тектонические воды — жильные воды, циркулирующие по тре­щинам, секущим нефтегазоносные пласты; эти воды поступают в пласт из различных пластов с больших глубин по тектоническим трещинам, обладают большим напором и еще до разработки место­рождений могут оттеснять нефть или газ от тектонических смещений (месторождение Каякент в Дагестане), а в процессе разработки и эксплуатации в результате создаваемых депрессий на пласт они активно заводняют залежи. В нефтегазовых месторождениях текто­нические воды бывают приурочены только к тектоническим нару­шениям и появляются при вскрытии нарушенных скважинами зон;
8. связанные (остаточные) воды — преимущественно капил­лярные и защемленные воды, которые находятся внутри нефтегазонасыщенной части пласта и могут извлекаться частично с нефтью и газом; их количество определяется площадью поверхности пор, формой и минеральным составом пород. При проницаемости пород (2—3) * 10 -12 м 2 их содержание составляет 4—5%, а при проницаемости (0,01-0,03) * 10 -12 м 2 — достигает 55-60%;
9. посторонние, чуждые по отношению к нефтяной или газовой залежи воды — верхние, нижние и смешанные; смешанные — воды, залегающие выше данного нефтяного или газоносного пласта и по­ступающие в пласт из нескольких водоносных горизонтов или из выше- или нижезалегающих водоносных горизонтов;
10. искусственно введенные (техногенные) — воды, попавшие в нефтегазоносные пласты при бурении, ремонтных работах, промывках или закачанные для поддержания пластового давления.

Источник

Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.

Разработка пластовых нефтяных залежей

При разработке с использованием естественного напора краевых вод эксплуатационные скважины располагают на нефтяной залежи так, чтобы фронту продвигающейся краевой воды противостоял фронт эксплуата­ционных скважин. Для этого скважины размещают рядами параллельно контуру воды (рис.9.4.).

Рис.9.4. Система разработки с использованием естественного напора краевых вод

Как показывают гидродинамические расчеты и опыт разработки, даже в наиболее благоприятных условиях в эффективной эксплуатации одновременно могут находиться не более четырех рядов скважин, причем для обеспечения более высокой добычи нефти ряды эксплуатационных скважин обычно размещают в пределах полного нефтенасыщения пласта по вертикали.

На тех залежах нефти, где размещается более четырех рядов, по мере обводнения наружных рядов скважин рекомендовалось выключать их из эксплуатации, а взамен вводить новые внутренние ряды. Однако в связи с тем, что при задержке разбуривания внутренних рядов снижается теми отбора нефти от запасов, в настоящее время на этих залежах применяют более интенсивные системы разработки с внутриконтурным заводнением.

Лишь в редких случаях, при чистом водонапорном режиме, т. е. при пополнении пласта водой за счет естественного питания его на выхо­дах, сохраняется эффективный напор краевых вод до конца разработки залежи. При упруго-водонапорном режиме процесс разработки более сложен.

Согласно теории упруго-водонапорного режима изменение давления в пласте Δр в зависимости от величины отбора жидкости Q и времени эксплуатации t можно выразить следующим приближенным урав­нением:

, (9.1)

где: Δр — перепад (депрессия) давления между давлением на контуре питания и давлением на разрабатываемой площади, кгс/см 2 ;

Q — текущая добыча жидкости из пласта в см 3 /с;

k — коэф­фициент проницаемости в сПз;

χ — коэффициент пьезопроводности пласта в см 2 /с;

t — время, прошедшее с начала эксплуатации, в с;

R_с — радиус разрабатываемой площади, т. е. площади, на которой расположены ­экс­плуатационные скважины, в см.

Из уравнения (9.1) следует, что с увеличением времени эксплуатации t происходит рост депрессии давления Δр. Но так как время входит в формулу под знаком логарифма, то это приводит к следующему, очень характерному для упруго-водонапорного режима явлению.

На рис.9.5 показано изменение суммарной добычи жидкости из пласта в зависимости от текущей добычи Q при одной и той же конеч­ной величине снижения давления в пласте Δр. На рис.9.5 видно, что при уменьшении текущей добычи Q значительно возрастает время экс­плуатации до момента снижения динамического пластового давления до заданного уровня. При этом рост времени происходит неравномерно и значительно резче, чем снижение текущей добычи. Так, при снижении текущей добычи на 23% время возрастает в 2 раза, а при снижении теку­щей добычи в 2 раза время возрастает в 10 раз.

Так как время возрастает в гораздо более быстром темпе, чем сни­жается текущая добыча нефти, это приводит к росту суммарной добычи жидкости при одной и той же конечной величине снижения динамического пластового давления и, в частности, при снижении текущей добычи нефти в 2 раза суммарная добыча возрастает в 5 раз.

Рис.9.5. Изменение суммарной добычи жидкости из пласта в зависимости от текущей добычи

Как следует из уравнения (9.1), величина депрессии давления Δр зависит от величин μ, k, χ: и R_с, причем с увеличением вязкости нефти и пьезопроводности пласта величина Δр возрастает, а с увеличением проницаемости и величины разрабатываемой площади R_c, наоборот, снижается. Следовательно, эффективная разработка пластовых нефтяных залежей с использованием естественного напора краевых вод возможна для пла­стов, характеризующихся хорошей проницаемостью, низкой вязкостью нефти в пластовых условиях и пьезопроводностью пласта.

До недавнего времени считалось, что во избежание перехода упруго-водонапорного режима в менее эффективный режим растворенного газа нельзя снижать давление на разрабатываемой площади ниже давления насыщения. При этом условии при разработке пласта в условиях упруго­-водонапорного режима наступает мо­мент, когда падение давления на разрабатываемой площади должно быть приостановлено. Чтобы выполнить это условие, необходимо при понижении динамического пластового давления до давления насыщения постепенно уменьшать добычу жидкости из пласта.

Таким образом, разработка неф­тяных залежей с использованием есте­ственного напора контурных вод ха­рактеризуется сравнительно непродол­жительным временем постоянной до­бычи нефти, после чего она начинает снижаться.

В настоящее время в результате лабораторных опытов и экспериментов, при­веденных в промысловых условиях, установлено, что при разработке неф­тяных залежей допустимо умеренное снижение динамического пластового давления ниже давления насыщения, если в конечном итоге нефть будет вымыта из пласта водой. При этом условии нефтеотдача не только не уменьшается, а даже несколько возра­стает за счет образования, так называемого запечатанного газа.

Обоснование возможности снижения динамического давления ниже давления насыщения значительно увеличивает возможность осуществле­ния разработки пластовых нефтяных залежей с использованием есте­ственного напора краевых вод.

Из уравнения (9.1) вытекает, что увеличение перепада давле­ния Δр позволяет пропорционально повысить текущую добычу. В тех случаях, когда не удавалось эффективно извлечь запасы нефти при сни­жении пластового давления до давления насыщения, увеличение перепада давления позволяло при сохранении уровня добычи нефти значительно увеличить суммарную добычу нефти, т. е. увеличить отбор запасов нефти.

Таким образом, возможность снижения динамического пластового давления ниже давления насыщения расширяет возможность эффектив­ного отбора запасов нефти с использованием естественного напора кра­евых вод в большем количестве случаев.

Для того чтобы извлечь большие запасы нефти из нефтяных залежей, необходимо использовать огромный запас упругой энергии, заключенной в пластовой жидкости и породе пласта. Расчеты показывают, что за счет упругой энергии, заключенной непосредственно в нефтяной залежи, можно извлечь лишь очень незначительную часть запасов нефти. Извле­чение нефти происходит в основном за счет использования упругой энер­гии, заключенной в окружающей водоносной части пласта. При этом в процесс вовлекаются части пласта, расположенные на очень больших расстояниях от месторождения (обычно радиус образующейся в пласте воронки депрессии давления вокруг месторождения измеряется десят­ками километров). Поэтому правильно разрешить этот вопрос можно лишь на основании изучения размеров водного бассейна, к которому приурочена нефтяная залежь, запаса упругой энергии пласта и возможной скорости перераспределения давления.

На практике более надежным способом (ввиду сложности изучения перечисленных исходных данных для учета влияния законтурной области) является анализ изменения пластового давления при отборе нефти из залежи. Фактическое снижение пластового давления в залежи сопоста­вляется с понижением пластового давления, определенным по теорети­ческим формулам, учитывающим действие упругих сил пласта. На осно­вании этого сопоставления определяется так называемый коэффициент Z, представляющий отношение фактической депрессии давления (измеренной от начального пластового давления) к депрессии, вычисленной путем расчетов. Полученный коэффициент Z вводится в дальнейшие теорети­ческие расчеты, с помощью которых уточняется вопрос, могут ли быть извлечены запасы нефти и при каком уровне добычи нефти, необходимо ли поддержание пластового давления, а если необходимо, то с какого момента.

Коэффициент Z может быть теоретически и больше и меньше единицы. Обычно на практике значение коэффициента больше единицы (от 1,3 до 13). Повышенное значение коэффициента Z вызывается следующими обстоятельствами. При теоретических расчетах пласт принимается одно­родным и бесконечным. Практически пласт является неоднородным и ко­нечным. Уменьшение средней мощности пласта, особенно выклинивание его на отдельных участках, ухудшение проницаемости коллекторов пони­жают запас упругой энергии в законтурной области пласта и скорость перераспределения давления по сравнению с теоретическими расчетами. Увеличение мощности пласта п улучшение проницаемости коллекторов в законтурной области могут привести к более медленному темпу пониже­ния давления в нефтяной залежи. Более медленному темпу снижения давления может способствовать также наличие гидродинамической связи разрабатываемого пласта с соседними выше- или нижезалегающими пластами.

Таким образом, коэффициент Z отображает изменение указанных выше свойств пласта в законтурной его части. Однако для того, чтобы выяснить эти свойства на большой площади пласта с целью не ошибиться в прогнозе изменения давления в течение всего срока разработки, необ­ходимо определять коэффициент Z, когда область пониженного давления распространилась уже на достаточно большое расстояние от залежи нефти. Для этого необходимо располагать данными за довольно длитель­ный срок опытной эксплуатации залежи, причем добыча нефти должна достигнуть значительных размеров.

Разработка массивных нефтяных залежей, подстилаемых на всей площади подошвенной водой

Характерной особенностью разработки массивных нефтяных залежей, подстилаемых на всей площади подошвенной водой, является постепенное внедрение пластовых вод в нефтяную залежь. Но в отличие от пластовых нефтяных залежей, окруженных краевыми водами, где наблюдается преимущественно движение краевых вод в горизонтальном направлении, в массивных нефтяных залежах, подстилаемых подошвенной водой, проис­ходит преимущественно вертикальное движение подошвенных вод. Вер­тикальное движение подошвенных вод наблюдается и в пластовых нефтя­ных залежах в конечной стадии разработки, когда ВНК поднимается выше подошвы пласта по всей залежи.

Выработку запасов нефти массивных залежей производят последова­тельно, начиная с подошвенной части залежи. При этом непосредственно в районе расположения скважин вследствие своеобразия линии токов образуются конусы воды. Обводнение всех скважин происходит посте­пенно, причем в них последовательно обводняются части разреза снизу вверх.

Однако, несмотря на то, что вытеснение нефти происходит подошвен­ной водой, она не является основной движущей силой, так как запас упругой энергии, заключенной непосредственно в ней, очень мал и далеко не достаточен для извлечения запасов нефти из залежи.

Выработка запасов нефти при разработке массивных залежей, как и пластовых, в основном осуществляется под действием напора краевых вод. Поэтому все изложенное выше об особенностях проявления упругих сил при разработке пластовых залежей нефти, окруженных краевыми водами, остается справедливым и в условиях разработки массивных залежей.

Отличие заключается лишь в том, что при разработке массивных залежей нефти в скважинах вскрывается, как правило, не весь разрез, а только нефтенасыщенная его часть и то не полностью. В результате своеобразия образующихся при этом линий тока непосредственно в неф­тяной залежи жидкость движется преимущественно в вертикальном направлении, тогда как в подошвенной части пласта вода движется в гори­зонтальном направлении.

Так как на площади нефтяной залежи не весь разрез нефтенасыщен, то это обусловливает лучшее соотношение между запасом упругой энергии и запасом нефти. На практике это улучшение соотношения выражается в уменьшении величины поправочного коэффициента Z, причем чем мень­шая часть разреза пласта нефтенасыщена, тем меньше оказывается коэф­фициент Z, а чем меньше величина Z, тем большая часть запасов нефти может быть эффективно извлечена за счет упругой энергии пласта.

Таким образом, основная характерная особенность массивных нефтяных залежей – неполная нефтенасыщенность разреза – улучшает условия разработки этих залежей под действием естественного напора краевых вод.

В условиях вытеснения нефти подошвенной водой, которая движется в вертикальном направлении, целесообразно равномерное размещение скважин на площади нефтяной залежи.

При разработке нефтяных месторождений для поддержания пластового давления, в основном, в пласт закачивают воду. Многообразие геологических условий месторождений привело к необходимости создания различных модификаций систем заводнения. Разновидности систем заводнения были рассмотрены в теме №6.

9.3 Схематизация формы залежи. Схе­матизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.

При предварительных подсчетах, для получения показателей разработки при том или ином варианте разработки осредняют геолого-физические данные и упрощают геометрию пласта.

Для гидродинамических расчетов любая конфигурация залежи должна быть приведена к более правильной геометрической форме. Вытянутая овальная залежь, имеющая соотношение короткой и длиной осей a:b ʹ , b ʹ , с ʹ и внешними а, b, с контурами.

Рис.9.8. Расчетный контур нефтеносности

Местоположение расчетного контура нефтеносности устанавливается путем геометрического построения после определения соотношения мощностей нефтеносной h_н и водоносной h_в частей пласта в момент остановки скважин внешнего ряда с заданным процентом обводнения:

, (9.2)

где: φ_н,φ_в — доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются (определяются из экономических и геологических соображений);

k_в — фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой;

k — проницаемость пласта;

μ_н — вязкость нефти и воды;

μ_в— в пластовых условиях.

В условиях непрерывного пласта для определения продолжительности работы рядов скважин достаточно проследить за перемещением расчетного контура. После остановки скважин 1-го ряда внешними работающими становятся скважины второго ряда.

Обычно пласты неоднородны, расчленены и содержат пропластки, не прослеживающиеся по всей залежи.

В условиях неоднородного пласта нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Для получения наибольшей нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до обводнения, степень которого устанавливают экономическими расчетами.

Наблюдение за перемещением расчетного контура дает лишь ориентировочное представление об обводненности. Точное представление можно получить при наблюдении за движением жидкости по линиям тока и за изменением угла обводнения.

За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами (см. рис.9.10.), или линия, на которой расположены нагнетательные скважины.

Рис.9.10. Схематизация полосообразной и круговой залежей для расчета приведенного контура питания при водонапорном и газонапорном режимах: 1 – начальный контур нефтеносности; 2 – приведенный контур питания; 3 – истинный контур питания

На естественном или искусственном контуре питания приведенное давление в процессе разработке остается постоянным. В следствии быстрого перераспределения давления в газовой шапке в условиях газонапорного режима за контур питания может быть принят газонефтяной контакт. При питании залежи со всех сторон контур питания с большой степенью точности можно принять круговым, при питании залежи с одной стороны или с двух противоположных сторон — прямолинейным.

Дебит рядов эксплуатационных скважин в процессе разработки будет изменятся даже при сохранении постоянного перепада давлений между контурами питания и скважинами, что является следствием изменения общего сопротивления потоку движущейся жидкости. Дебит скважины в каждый момент времени зависит от текущего положения водо-нефтяного или газо-нефтяного контакта, от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов и от изменения проницаемости пласта в зоне замещения нефти вытесняющим агентом.

Если сопротивление в нефтяной зоне больше сопротивления в зоне вытесняющего агента (воды или газа), то при сохранении постоянного перепада давлений дебит увеличивается, так как область, заполненная нефтью, сокращается и общие гидравлические сопротивления потоку уменьшаются. Если сопротивление потоку в нефтяной зоне меньше сопротивления в зоне вытесняющего агента, то дебит вследствие тех же причин будет уменьшаться.

Для определения эффективности рассмотренных вариантов разработки интересно оценить средние дебиты на различных этапах разработки. За этап разработки принимается промежуток времени, в течении которого контур перемещается с начального положения до первого ряда скважин или от ряда обводнившихся выключенных скважин до следующего ряда работающих скважин. Для определения среднего дебита вводится расчетный приведенный контур питания. Определение местоположения приведенного контура питания рассмотрим на примере полосообразной залежи, работающей в условиях водонапорного режима и имеющей односторонний контур питания (рис. 9.10,а).

Суммарный дебит рядов Q ( в м 3 / сек) для любого момента времени можно определить по формуле :

, (9.3)

где:В — длина рядов перпендикулярно к потоку движущейся жидкости, (м)

h — мощность пласта, (м)

k — проницаемость, (м 2 )

Р_к — давление на контуре области питания, (н/м 2 )

Р_с — среднее давление на линии внешнего ряда во время работы, (н/м 2 )

L_к— расстояние от внешнего ряда до контура питания, (м)

L_н — расстояние от внешнего ряда до начального положения контура нефтеносности, (м)

L — расстояние от внешнего ряда до текущего водо-нефтяного контакта, (м)

Как видно из формулы (9.3), дебит изменяется в зависимости от положения контура нефтеносности. Начальный дебит можно определить из формулы (9.3), если вместо L подставить L_н , а к моменту подхода контура нефтеносности к внешнему ряду дебит можно подсчитать по той же формуле (9.3), приняв L=0.

Истинная скорость перемещения контура нефтеносности υ— величина переменная. Значение ее можно определить из уравнения движения жидкости в поровом пространстве

,(9.4)

где: П_дин— коэффициент динамической полезной емкости коллектора.

Разделив в уравнении (9.4) переменные, проинтегрируем его, подставив предварительно значение дебита из формулы (9.3)

(9.5)

Начальному моменту времени соответствует положение контура нефтеносности на расстоянии L_н от внешнего ряда, а окончание процесса обводнения (t) соответствует подходу к внешнему ряду контура нефтеносности. После интегрирования получим

(9.6)

Дебит может быть постоянным только при условии, что вязкость нефти и воды одинакова, и при постоянной проницаемости пласта. Предположим, что вязкость всей жидкости равна вязкости нефтиm_ни проницаемость пласта kпостоянна. Подсчитаем средний дебит Q_ср , условно приняв, что контур питания с тем же давлениемР_к находится на расстоянии L₀ от внешнего ряда:

(9.7)

Продолжительность перемещения контура нефтеносности от начального положения L_н до ряда можно определить объемным методом, так как скорость остается постоянной и не зависит от изменения гидравлических сопротивлений в процессе разработки:

, (9.8)

В реальных условиях при переменном дебите с учетом различия гидравлических сопротивлений и при среднем постоянном дебите без учета этого различия продолжительность этапов разработке должна быть одинаковой. Поэтому значения времени t, определенные по формулам (9.6) и (9.8), должны совпадать. Приравняв правые части уравнений (9.6) и (9.8), определим L₀ , величина которого соответствует расстоянию от внешнего ряда до приведенного контура питания:

(9.9)

Таким образом, приведенным контурам питания называется расчетный контур , по которому можно определить средний дебит рядов скважин и среднюю скорость перемещения контура нефтеносности на каждом этапе разработки в предположении, что вязкости нефти и воды (газа) одинаковы и проницаемость пласта постоянна. При этом для продолжительности этапов разработки получим те же значения, что и в реальных условиях. При расчетах давление на приведенном контуре питания условно принимают равным давлению на истинном контуре питания.

Рассуждая аналогично, можно найти выражение для приведенного контура питания круговой залежи, работающей водонапорном режиме (см.рис.9.10,в). С учетом геометрии пласта радиус с приведенного контура питания можно определить из выражения:

, (9.10)

где: R₀ — радиус приведенного контура питания;

R_н — радиус начального контура нефтеносности;

R₁ — радиус первого эксплуатационного ряда;

R_к — радиус контура области питания (естественного или искусственного, созданного нагнетательными скважинами).

В случае газонапорного режима формулы для приведенного контура питания будут иметь такой же вид, как и в случае водонапорного, только вместо вязкости воды m_в как вытесняющего агента следует подставлять вязкость газа m_г . Кроме того, для газонапорного режима формулы (9.9) и (9.10) можно значительно упростить. Так как m_г м _н, Q г _н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам данного объекта соответственно за месяц и за год. Эти показатели определяются суммированием добытой нефти из всех добывающих скважин за соответствующий период. Характер изменения во времени этих показателей зависит от свойств пласта и насыщающих его нефти, от систем и технологии разработки (рис.9.11.)

Рис.9.11. Динамика добычи жидкости и нефти по годам

2. Месячная и годовая добыча жидкости Q м _ж, Q г _ж — суммарная добыча нефти и воды соответственно за месяц и за год. В начальный период разработки из залежи добывают безводную нефть. На месторождениях, разрабатываемых путем закачки воды, в дальнейшем скважины постепенно начинают обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти (рис.9.11.)

3. Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания растворенного газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте и наличия газовой шапки. При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому объем добываемого газа можно определять как произведение объема добытой нефти на величину пластового газового фактора. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается.

4. Обводненность добываемой продукции. Она определяется как средний показатель за каждый месяц и за каждый год для каждой добывающей скважины и по залежи в целом. Размерность ее – доли единиц или % (рис.9.12.).

Рис.9.12. Динамика обводненности по годам

Величина обводненности добываемой продукции численно равна отношению добытой воды к добытой жидкости за соответствующий период:

, (9.11)

Во времени величина обводненности в процессе разработки изменяется от 0 до 100%. Характер обводнения скважин и залежи в целом зависит от многих факторов, прежде всего, от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды и послойной неоднородности пласта. С увеличением вязкости пластовой нефти и степени неоднородности пласта сокращается период безводной добычи нефти, увеличивается темп роста обводненности добываемой продукции. Обводненность может служить показателем эффективности разработки пласта.

5. Накопленная или нарастающая добыча нефти Q нак _н определяется суммированием годовой добычи нефти из залежи за все предшествующие годы разработки. Она в начальный период разработки интенсивно растет, а по мере обводнения скважин темп роста нарастающей добычи нефти снижается (рис.9.13).

Рис.9.13. Динамика накопленной добычи нефти по годам

6. Коэффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют термин «коэффициент нефтеотдачи пласта». КИН — это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения.

7. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) относятся к прогнозным показателям. Численное значение НИЗ равно объему нефти, который может быть извлечен из пласта за весь период разработки:

, (9.12)

Наряду с абсолютными технологическими показателями добычи нефти используются следующие относительные, т.е. безразмерные показатели разработки

8. Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) определяются как отношение годовой добычи нефти соответственно к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:

, (9.13)

Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вычитания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:

, (9.14)

Темп отбора нефти от НИЗ в начальный период разработки возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, постепенно снижается.

9. Коэффициент использования запасов нефти определяется как отношение накопленного отбора нефти к НИЗ:

, (9.15)

Коэффициент использования запасов, по существу, это то же самое, что и накопленная добыча нефти. Отличие заключается лишь в том, что К_исп(t) – величина относительная, а накопленная добыча нефти является размерной величиной. При разработке месторождения методом искусственного поддержания пластового давления, кроме вышеназванных, используются следующие показатели

10. Закачка вытесняющих агентов (воды) годовая и накопленная. По графикам изменения годовых объемов закачки воды, отбора нефти, обводненности продукции и среднего пластового давления можно оценить эффективность заводнения пластов.

11. Компенсация отбора жидкости закачкой определяется как отношение накопленной закачки воды к накопленной добыче нефти в пластовых условиях, %.

12. Водонефтяной фактор (ВНФ) определяется как отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти. Чтобы достичь одинакового значения КИН, на залежах вязких нефтей требуется закачивать в пласт больше объема воды по сравнению с залежью маловязкой нефти, т.е. один и тот же КИН достигается при различных значениях ВНФ.

Кроме указанных выше технологических показателей разработки применяются следующие показатели:

13. Действующий фонд скважин добывающих и нагнетательных скважин.

14. Средний дебит одной скважины по нефти и по жидкости за месяц.

15. Месячная, годовая и накопленная добыча нефти из каждой скважины.

16.Распределение давления в пласте (карта изобар) – строится по замерам пластового давления в скважинах. Оно характеризует энергетическое состояние разрабатываемого пласта.

17. Давление нагнетания Р_уст по скважинам

18. Забойное давление Р_заб в добывающих скважинах.

19. Распределение температуры в пласте.

20. Распределение скважин по способам эксплуатации.

К экономическим показателям разработки относятся:

• удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти;

• текущие затраты без учета затрат на амортизацию основных производственных фондов;

• эксплуатационные затраты, включающие затраты на амортизацию основных фондов;

Капитальные вложения — затраты на создание новых, реконструкцию и расширение основных производственных фондов (строительство скважин, объектов сбора, подготовки и транспорта продукции, объектов по очистке технологической воды и средств по ее закачке в пласты, электроснабжению, автоматизации производственных процессов добычи и транспорта нефти и др.).

Эти вложения на 60 — 70% определяются стоимостью строительства скважин.

Поэтому приближенно их оценивают по стоимости одной скважины с учетом коэффициента пропорциональности стоимости основных фондов и стоимости всех скважин. В проектах разработки капитальные вложения определяют по затратам на отдельные виды оборудования и затратам на строительно-монтажные работы, а также по нормативам капитальных вложений, принятым в отрасли.

Удельные капитальные вложения — отношение накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти. Различают удельные капитальные вложения на 1 т новой мощности, равные частному от деления капитальных вложений за некоторый период времени к расчетной добыче нефти из новых скважин за этот же период времени.

Источник