Стадии разработки месторождений
Сетка размещения скважин
Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30 60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20
104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –60
104 м2/скв. – 1000 м
600 м, Самотлорском – 64
104 м2/скв.
Стадии разработки месторождений
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 (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. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции в n при 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
(обводненность продукции достигает 3
4 % при вязкости нефти не более 5 мПа
с и 35 % при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи
(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
(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
(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
, составляющим к концу стадии 30
50 %, а для месторождений с "пиком" 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
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
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
обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности
.
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
(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 %.