Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи ц (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 Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансо­

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

нарастанием обводненности продукции лв (ежегодный рост обводненности составляет 2—3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обвод­ ненность колеблется от нескольких до 65 %);

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; текущим коэффициентом нефтеотдачи т), составляющим к концу стадии 30—50 %, а для месторождений с «пикой» до­

бычи— 10—15 %.

Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидко­ сти. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого на­ чинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение до­ бычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Про­ должительность стадии зависит от максимального уровня до­ бычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке пере­ гиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, кото­ рая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжаю­ щийся иногда рост темпа добычи жидкости Гдж (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам

нефти).

Третья стадия — значительное снижение добычи нефти — ха­

рактеризуется:

снижением добычи нефти (в среднем на 10—20 % в год при маловязких нефтях и на 3—10 % при нефтях повышенной вяз­ кости); 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 пв до 80—85 % при среднем росте обводненности 7—8 % в год, причем с боль­ шей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной

вязкости; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи т] на ко­

нец 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 продол­ жительности предыдущих стадий и составляет 5—10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тд,н обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности пв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основ­ ным. периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80—90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия — завершающая — характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти

7ДП (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Тт (средние темпы от­

бора жидкости составляют 3—8 и даже 20%; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с мало­ вязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с неф­ тями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0,7— 7 м3/м3);

высокой медленно возрастающей обводненностью продук­ ции (ежегодный рост составляет около 1 %);

более резким, чем на третьей стадии, уменьшением дейст­ вующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин со­ ставляет 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 дли­ тельностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15—20 лет н более, определяется пределом экономи­ ческой рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при кото­ ром еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабель-

борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; 3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; 4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повы­ шения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по конт­ ролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; 5) требования к си­ стемам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; 6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов; 7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, мето­ дам вскрытия пластов и освоения скважин; 8) специальные ме­ роприятия по охране недр и окружающей среды при бурении

иэксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии

ипожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи; 9) вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчет­ ные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площа­ дей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режи­ мами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжитель­ ностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологиче­

ских схем и двух — для проектов разработки, которые называ­ ются основными. Один из рассматриваемых вариантов разра­ ботки выделяется в качестве базового варианта. Технологиче­ ские и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показа­ телей расчетных вариантов разработки. Для составления тех­ нологических проектных документов выдается техническое за­ дание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техниче­ ском задании указываются возможные объемы бурения, воз­ можные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с техно­ логией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.