Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ



ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) харак­теризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разра­ботки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извле­каемых запасов принято называть динамикой соответствую­щих показателей разработки. При анализе разработки экс­плуатационных объектов и при обобщении опыта разра­ботки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолют­ных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м3). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кро­ме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) за­пасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оце­нивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добы­чу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах началь­ных извлекаемых запасов (степень использования извлекае­мых запасов).

Динамику указанных показателей разработки целесооб­разно анализировать по стадиям, выделяемым в общем пе­риоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74):

I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты,
выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI);

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резерв­ных скважин, изоляционные работы в скважинах, расши­ряют комплекс мероприятий по управлению процессом раз­работки;

 

 

 

 

Рис. 74 Стадии разработки эксплуатационного объекта

 

IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регули­рованию разработки и проведению комплекса технологичес­ких мероприятий по достижению запроектированного коэф­фициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются сле­дующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III ста­дии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее па­дение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний перио­ды разработки.

Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую оче­редь зависит от промыслово-геологических особенностей за­лежей. Внедрение соответствующих систем разработки и про­ведение работ по ее регулированию позволяют несколько ни­велировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.

Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится ук­рупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Срав­нение проводят по одноименным стадиям разработки.

Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлече­ния и др.

Для удобства сравнения и обеспечения надежности выво­дов придерживаются следующих правил:

· годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;

· динамику всех годовых показателей рассматривают в от­носительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;

· для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено бо­лее 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, по­скольку обычно к этому времени запасы можно считать до­стоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.

Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдель­ным залежам Северного Кавказа и других регионов.

Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм2, вязкос­тью пластовой нефти до 30 мПа·с, с высокой нефтенасыщенностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднороднос­ти продуктивных пластов.

Динамика основных показателей разработки по этим объ­ектам рассмотрена ниже.

Добыча нефти.I стадию разработки характеризуют глав­ным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и ста­дия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно суще­ственно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 —8 лет и более. Практически по всем объек­там за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекае­мых запасов.

II стадия характеризуется максимальным темпом разра­ботки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запа­сов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разра­ботки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 —20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличе­нием продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносно­сти в связи с большой продолжительностью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 — 70 % площади эксплу­атационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в раз­работку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробурен­ным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжи­тельности II стадии разработки. Таким образом, продолжи­тельность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжитель­ности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредото­чивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных тем­пов разработки и сокращения продолжительности I ста­дии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными ха­рактеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:

ü для залежей с повышенной относительной вязкостью пла­стовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 — 8 %, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за про­грессирующего обводнения скважин;

ü для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц0 менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30%. Называя эти ориентировочные циф­ры, следует отметить следующее.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию систе­мы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, молено предполагать завышенность извлекаемых запасов.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулиро­ванию разработки из объекта отобрано 65 — 70 % и более из­влекаемых запасов, молено предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбира­ется 30 — 50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая об­водненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замед­ления падения добычи и ограничения отборов попутной во­ды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для III стадии весьма показателен среднегодовой темп па­дения добычи. Обобщение опыта разработки при вытесне­нии нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшеству­ющих стадиях — от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добы­чи (а следовательно, и от тех геологических и других факто­ров, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показа­телей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения мак­симального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

(XII.1)


(XII. 1)


где - максимальная годовая добыча нефти; — на­чальные извлекаемые запасы нефти; qiдобыча нефти за i-й год первых двух стадий; — продолжительность пер­вых двух стадий разработки.

Средний темп падения добычи на III стадии определя­ют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче пре­дыдущего года):

(XII.2)

где qi — добыча нефти за i-й год III стадии; добыча нефти за год, предшествующий i-му; продолжительность трех стадий; — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснени­ем нефти водой, получена прямолинейная зависимость , описываемая формулой


(XII.3)


Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи средне­годовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характер­ны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для зале­жей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают наибольших значений при сочетании высокой проницаемос­ти пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения до­бычи.

 

Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности использования запасов в предшествующий период разработки.

Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой

 

 

Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом раз­работки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической харак­теристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощути­мым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенст­вованию разработки.

По небольшим залежам, особенно расположенным в пре­делах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработ­ку, темпы разработки каждой из них могут не ограничивать­ся. При этом по группе залежей в целом будет продолжи­тельное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи. По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводят.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совер­шенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого ин­тервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использова­ние запасов за основной период разработки может состав­лять 80-90%.

На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25% извлекаемых запасов нефти. Продолжи­тельность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода.

Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов.При разработке объектов путем вытеснения нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.

 

Обводненность В (%) продукции, добытой за опреде­ленный период, определяется по формуле:

где — количество попутной воды, полученной за период; — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот лее период. На каждом объекте в процессе его разработки обвод­ненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95 — 99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 76).

 

Кривые для объектов с малой относительной вязкостью пластовой нефти ( до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I стадии разработки отбирают прак­тически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV ста­дии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответ­ствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80 — 85%) из таких залежей отбирают не более 10 — 20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих


кривых обусловлено различием геологических особен­ностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее уско­ренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, отно­сительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.

 

Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти:

В — обводненность продукции; — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III —III — границы завершения соответственно II и III стадий раз­работки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти

 


 

По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции — от 30-40 до 80%.

Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 76. На таких объектах обводнение продук­ции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80 — 85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80 — 85 %) из недр добывается половина и более извле­каемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85 %). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на прева­лирующую роль повышенной вязкости нефти, которая зату­шевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация сква­жин и пластов может приводить к неоправданному повыше­нию темпов роста обводнения продукции. Поэтому необхо­димо четкое выполнение соответствующей конкретным усло­виям программы работ по ограничению отборов той воды, которая не выполняет работы по вытеснению нефти из плас­тов. В то лее время проведение необоснованных мероприя­тий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изо­ляции обводняющихся пластов с незакончившимся процес­сом вытеснения нефти и др.) может приводить к повы­шенным потерям нефти в недрах.

*Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях.

 


 

Темпы отбора жидкости.В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отбо­ров жидкости , %:

(XII.5)

где темп отбора жидкости; qmaxгодовой отбор жидкос­ти; — начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими факто­рами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разра­ботки. Обобщение опыта разработки таких залежей позво­ляет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разра­ботки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) ха­рактерно главным образом для высокопродуктивных эксплу­атационных объектов небольших размеров, которым свойст­венны высокий максимальный темп добычи нефти (8— 10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50 %) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, б) присуще вы­сокопродуктивным объектам значительных размеров, на кото­рых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — обычно составляет 50 — 70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6 — 7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, ,) характерно для залежей маловязкой нефти, при­уроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площадей нефте­носности и водонефтяных зон. В этих условиях необходи­мость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III ста­дии (70 — 80 %, иногда и более).


Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (1) и отбора жидкости (2) из залежей:

а—„ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; — начальные извлекаемые запасы нефти

 

 

На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „) обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 — 50%, а к концу III стадии достигает 90 — 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца I стадии и к концу III стадии мо­гут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 — 6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объ­ектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение.Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие дисперги­рования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извле­чения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости коэффициента извлечения неф­ти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количест­во прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэф­фициент извлечения нефти. Количество воды выражают че­рез количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор прини­мают объем начальных балансовых запасов нефти в пласто­вых условиях. На рис. 78 приведены характеристики вытес­нения, примерно соответствующие разновидностям динамики отбора жидкости, показанным на рис. 76. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезка­ми, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появ­лением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характерис­тики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5 — 2 до 6 — 7 и более. Из высоко­продуктивных залежей основная часть запасов нефти извле­чена в результате прохождения первого объема воды, с внед­рением второго объема связан относительно небольшой при­рост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения пер­вого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффи­циента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0,6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5 — 0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7 — 8 объе­мов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

 

 

Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей.

Залежи: а, б, , — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая харак­теристика залежи ухудшается), „ — вязкой нефти; — коэффициент извлечения нефти; VBобъемы внедрившейся воды

 

 

Из изложенного видно, что для каждой залежи особеннос­ти изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показа­телей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, мо­гут быть использованы при обосновании возможных по­казателей разработки новых залежей, с подобным диапа­зоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов поз­волило подразделить их на четыре группы с разной дина­микой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей (см. главу XVIII).

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам пред­стоит определять, обобщая опыт их продолжительной разра­ботки.

На газовых эксплуатационных объектахвесь период раз­работки одни специалисты подразделяют на три стадии, дру­гие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III+ IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесо­образности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии.

I стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа.

II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах.

III стадия — период интенсивного падения добычи.

IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.

Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполнен­ное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтье­вым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, свиде­тельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количе­стве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показате­лей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потреби­телей, заинтересованных в продолжительных устойчивых по­ставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходи­мость продления II стадии разработки и, следовательно, не­которого ограничения темпов разработки в этом периоде.

Продолжительность I стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20 — 50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30 %, с запасами 3 — 50 млрд. м3 обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8 %.

К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения до­бычи, из большинства объектов отбирается 40 — 70 % балан­совых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60 — 70 % балан­совых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25 — 50% извлекаемых запасов, что соответ­ствует всего 15 — 35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного бо­лее высокое текущее газоизвлечение.

На III стадии из газовых объектов отбирают 20 — 30 % за­пасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обвод­ненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Про­должительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, оп­ределяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тре­мя стадиями, вместе взятыми.

На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с ис­пользованием природных видов энергии, выделяют те же ста­дии разработки, что и на газовых. При разработке газокон­денсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденса­та обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

Вопросы поиска закономерностей в динамике показате­лей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду.

 




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.